PAGE 7 110KV 变电站电气部分设计 摘 要 110KV变电站属于高压网络，变电所所涉及方面多，考虑问题多，分析变电所担负的任务及用户负荷等情况，选择所址，利用用户数据进行负荷计算，确定用户无功功率补偿装置。同时进行各种变压器的选择，从而确定变电站的接线方式，再进行短路电流计算，选择送配电网络及导线，进行短路电流计算。选择变电站压电气设备，为变电站顺利建设提供依据。此设计分为十个部分：首先是对设计变电站的分析；接下来是主变压器选择；之后分别是变电所的主接线设计；变电所自用电接线及自用变压器的确定;短路电流的计算；断路器和隔离开关的选择；导体的选择；变电所的防雷保护规划；变电所的继电保护规划；最后是变电所的仪表配置规划。 关键词：变电站 主变压器 短路计算 设备选型 目 录 TOC \o 1-2 \h \z \u 1 前言 5 1.1 本文研究背景 5 1.2 国内外研究现状 5 1.3 研究目的和意义 5 2设计说明书 6 2.1主变压器的选择 6 2.2主接线 2.5变电站自动化 14 3 110KV变电所初步设计计算书 14 3.1计算各回路最大持续工作电流 14 3.2高压断路器选择和校验 15 3.3隔离开关的选择和校验 18 3.4母线电流互感器的选择 22 3.7配置全所的继电保护 22 4短路电流计算23 5无功补偿设计31 6防雷接地保护37 7后记 45 参考文献 46 一、前言 1.1 本文研究背景 110KV区域降压变电所是电网建设和电网络改造中非常重要技术环节，做好110KV变电所的设计是我国电网建设的重要环节。 1.2 国内外研究现状 110KV变电所的设计或改造需要既能保证安全可靠性和灵活性，又能保证保护环境、节约资源、易于实现自动化设计方案。在这种要求下，110KV变电所电气主接线简单清晰、接地和保护安全高效、建筑结构布置紧凑、电磁辐射污染最小已是大势所趋。因而，110KV变电站应从电力系统整体出发,力求电气主接线简化,配置与电网结构相应的保护系统，采用紧凑布置、节约资源、安全环保的设计方案。基于此，我以节约资源、保护环境、设计高安全、高质量的110KV变电所为目的，从电源设置、主接线形式确定、设备选择和配电装置布置等方面提出了新的设计思路。 1.3 研究目的和意义 选择设计本课题，是对自己已学知识的整理和进一步的理解、认识，学习和掌握变电所电气部分设计的基本方法，培养独立分析和解决问题的工作能力及实际工程设计的基本技能。电力工业的迅速发展，对变电所的设计提出了更高的要求，更需要我们提高知识理解应用水平，综合应用所学理论知识，开拓思路，锻炼独立分析问题及解决问题的能力。 二、 110KV变电所初步设计说明书 2.1主变压器的选择 2.1.1主变压器的选择 在合理选择变压器时，首先应选择低损耗，低噪音的S9,S10,S11系列的变压器，不能选用高能耗的电力变压器。应选是变压器的绕组耦合方式、相数、冷却方式，绕组数，绕组导线变电所主变压器的容量和台数的确定 对大城市郊区的一次变电所在中低压侧，构成环网的情况下，变电所应装设2台主变压器为宜。每台变压器容量SNT应满足以下两个条件： 任意一台变压器单独运行时，宜满足：SNT=（0.6~0.7）*S30 任意一台变压器单独运行时，宜满足：SNT≥S30（1+2） 即满足全部一、二级负荷要求。 注： SNT代表变压器容量，单位KV.A S30代表所有负荷总和 表2-1 S9—6300/110变压器参数 参数 连接组标号 额定电压（） 阻抗电压（%） 空载电流（%） 损耗（） 高压 低压 空载 负载 ， 10 0.4 4.0 1.9 0.2 1.04 2.2主接线选择 变电站平面布置图： 变电站主接线图： 根据出线回数电压等级初步可以选择双母不分段接线和双母带旁路母接线.双母不分段接线： 优点：可靠性极高，故障率低的变压器的出口不装断路器，投资较省，整个线路具有相当高的灵活性，当双母线的两组母线同时工作时，通过母联断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，当母联断路器断开后，变电所负荷可同时接在母线或副母线上运行。 缺点：当母线故障或检修时，将隔离开关运行倒闸操作，容易发生误操作。 2.2.2.双母线带旁路接线： 优点：最大优化是提供了供电可靠性，当出线断路器需要停电检修时，可将专用旁路断路器投运，从而将检修断路器出线有旁路代替供电。 两组接线方案更加可靠，所以选方案双母线带旁路接线。 所以根据电压等级及出线回数，初步确定，双母线不分段接线和单母线电气的选择原理 电气的选择应满足正常运行，检修。，短路和过电压情况下要求，并考虑远景发展。应按当地环境条件校验.应力求技术先进和经济合理。与整个工程的建设标准协调一致。同类设备应尽量减少品种。选择高压电气设备，应满足各项电气技术要求。结构简单体积小，质量轻，便于安装和检修。在制造厂给定的技术条件下，能长期可靠的运行，有一定的机械寿命。 2.4.2高压电器的基本参数的选择 高压电器的基本参数的选择包括：按额定电压选择、按最高电压选择、按额定电流选择、按额定开断电流选择、按额定短路关合电流计算、按断流容量选择、按机械负荷选择、按环境温度选择。 高压断路器是变电所主要电气设备之一，其选择的好坏，不但直接影响变电所的正常运行，而且也影响在故障条件下是否能可靠地分断。 断路器的选择根据额定电压、额定电流、装置种类、构造型式、开断电流或开断容量各技术参数，并进行动稳定和热稳定的校验。 断路器种类和型式的选择 高压断路器应根据断路器安装地点（选择户内式或户外式）、环境和使用技术条件等要求，并考虑其安装调试和运行维护，并经技术经济比较后选择其种类和型式。 选用隔离开关的原则： 隔离开关一般不需要专门的灭弧装置。隔离开关在分闸状态下应有足够大的断口，同时不论隔离开关高压接线端电压是否正常，均要满足安全隔离的目的。隔离开关在合闸状态下应能承受负荷电流及短路电流。在环境方面，户外隔离开关应能承受大气污染并应考虑到温度突变，雨，雾，覆冰等因素的影响。在机械结构上，需要考虑引线机械应力，风力，地震力和操作力的联合作用。其中包括隔离开关高压接线端在三个方面的耐受机械力。以及支持绝缘子的机械强度要求，此外，对垂直伸缩式隔离开关，还需提出静触头接触范围的要求。隔离开关应具有手动，电动（气动）操动机构，信号及位置指示器与联、闭锁装置等附属装置。隔离开关应配备接地开关，以保证线路或其他电气设备检修时的安全。应考虑配电装置空间尺寸的要求及引线位置与形式（加空闲或电缆）来选用合适开关。 母线的选择： 矩形铝母线kv以下的配电装置中，35kv及以下的配电装置一般都是选用矩形的铝母线，铝母线的允许载流量较铜母线小，但价格便宜，安装，检修简单，连接方便，因此在35kv及以下的配电装置中，首先应选用矩形铝母线。 母线截面的选择一般要求裸导体应根据集体情况，按下列技术调节分别进行选择和校验：工作电流、经济电流密度、电晕、动稳定或机械强度、热稳定。 裸导体尚应按下列使用环境条件校验：环境温度、日照、风速、海拔高度。 按回路持续工作电流选择 —导体回路持续工作电流，单位为A。 — 相应于导体在某一运行温度、环境条件及安装方式下长期允许的载流量单位A。 温度25C、导体表面涂漆、无日照、海拔高度1000及以下条件。 母线的稳定校验 动稳定校验：母线在发生三相短路时，母线 N 式中 — 短路冲击电流，单位A； —沿母线支持绝缘子之间的距离，单位； —相间距离，单位。 热稳定校验：在母线出口发生三相短路时，必须按式校验母线热稳定 = — 所须要得最小截面，单位； — 短路电流稳态值现在近似以三相短路电流有效值计算； — 短路电流遐想时间，一般为0.2-0.3秒； C — 母线常数。 母线KV及其以上的变电所母线均应当地气象条件下晴天不出现全面电晕为控制条件，使导线 线安装处最高工作电压小于临界电晕电压。 2.4.3电压互感器选择 电压互感器选择的一般原则： 按技术条件选择 电压互感器正常工作条件时，按一次回路电压，二次电压，二次负荷，准确度等级，机械负荷条件选择。 电压互感器承受过电压能力。按绝缘水平、泄露爬电比距条件选择。 环境条件按环境温度、污秽等级、海拔高度等条件选择。 形式选择 10kv配电装置一般采用油浸绝缘结构；在高压开关柜中，可采用树脂浇铸绝缘结构。当需要零序电压时，一般采用三相五柱电压互感器。 35—110kv配电装置一般采用油侵绝缘结构电磁式电压互感器。目前采用电容式电压互感器，实现无油化运行，减少电磁谐振。 220kv配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，一般采用电容式电压互感器。 按在110kv及以上线路侧的电压互感器，当线路装有载波通信时，应尽量与耦合电容器结合，统一选用电容式电压互感器。 2.4.4电流互感器的选择 选择的电流互感器应满足变电所中电器设备的继电保护、自动装置、测量仪表及电能计量的要求。 额定电压的选择 选择电流互感器一次回路允许最高工作电压应大于或等于该回路的最高运行电压，既 式中 ——电流互感器最高电压，单位。 ——回路工作电压，几系统称标准电压，单位。 动稳定的校验 电流互感器可按式校验 式中：—电流互感器允许通过的最大动稳定电流 —系统短路冲击电流 热稳定校验 电流互感器短路时热稳定电流应大于或等于系统短路时的短时热稳定电流。 35kv级电流互感器分为户外型和户内型两类。户外型电流互感器，一般选用油侵箱式绝缘结构的户外型独立式电流互感器，常用LB系列，LABN系列。 10kv户内配电装置和成套开关柜中，母线一般选用LMZ型系列的电流互感器，配电柜一般Kaiyun体育官方网站 开云登录网站选用LA型，LQJ型，LZJ型，LZZBJ9—12型等电流互感器。 2.5配置全所的继电保护 电网继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的安全经济运行，防止事故发生或扩大起重大作用。 110kv侧进出线及母线的继电保护 依据《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》分析，对变电所的35~110kV电压母线kV双母线接线情况下应装设专用的母线kv侧进出线及母线的继电保护对比 安装地点 保护分类 保护类型 动作条件 动作结果 故障范围 110kV侧母线上 主保护 完全电流差动保护 常用作单母线或只有一组母线经常运行的双母线的保护 动作于跳闸 反应各电流互感器之间的电气设备故障时的短路电流 110kV侧进出线上 接地短路保护 发生单相接地 发出预告信号 由于接地故障电流很小，而且三相之间线电压仍然保持对称对负荷供电没有影响，因此在一般情况下允许带一个接地点继续运行1~2小时，不必立即跳闸 相间短路保护 线路上发生三相短路或两相短路 动作于跳闸 故障相中流过很大的短路电流时，要求继电保护装置尽快切除故障，可以保护线路全长 零序电流保护 发生相间短路时产生很大的不平衡电流 动作于跳闸 零序电流保护和相间电流保护一样，广泛采用三段式零序电流保护，可以保护线路全长并与相邻线路保护配合 变压器的继电保护 表2-5-2 继电保护详解 安装地点 保护分类 保护类型 重合闸方式 变压器 主保护 瓦斯保护 三相一次重合闸 纵联差动保护 三相一次重合闸 后备保护 过电流保护 三相一次重合闸 零序保护 三相一次重合闸 过负荷保护 三相一次重合闸 2.6变电站自动化 2.6.1变电站自动化的基本概念 变电站自动化是指应用自动控制技术、信息处理和传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变电站自动化的范畴包括综合自动化技术；变电站综合自动化是指将二次设备利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用 2.6.2变电站综合自动化系统应能实现的功能： 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。? 数据采集，包括状态数据，模拟数据和脉冲数据。 模拟量采集，常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。 操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。同期检测和同期合闸。该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。 电压和无功的就地控制，无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。 ??? 无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。 数据处理和记录 历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：断路器动作次数、断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数、输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间、独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间、控制操作及修改整定值的记录根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。 系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。 与远方控制中心的通信，本功能在常规远动‘四遥’的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。 ??? 根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构：分布式系统结构、集中式系统结构、分层分布式结构、可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用、站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。 三、 110KV变电所初步设计计算书 3.1计算各回路最大持续工作电流 三相变压器回路 110KV： =1.05×6300/（×110)=347.2A 母联断路器回路 110KV： =1.05×6300/(×110)=347.2A 分段断路器回路 =1.05×6300 /(×10)=1909.59A 馈线A 电缆线 最大持续工作电流一览表 回路名称 电压等级 计算公式 最大持续工作电流 三相变压器 110KV =1.05=/ 347.2 母联断路器 110KV 一般为该母线上一组变压器的持续工作电流 347.2 馈线高压断路器选择和校验 按正常运行条件进行选择，并按各短路点三项短路条件进行校验。 3.3.1主变侧断路器校验。 110kv(LW6—1110/3150—40） 额定短路关合电流100KA， 峰值耐受电流100KA， 短时耐受电流40KA/4S 电压： =110KV ≤ =110KV 电流： =347.34A =3150A 开合电流 =26.21KA =40KA 动稳定： =66.84KA =100KA 热稳定： =(+10/2+ )/12 =26.212×4=2747.86 =×t=402×4=6400 所选 LW6—110/3150—40型断路器合格 3.3.2计算所加电抗器的电抗值： *=1/（0.094+×R*）=8.57×R*=0.0235 选用×KK—10—2500—4型电抗器 动稳定电流 128KA 短时耐受电流 50KA/4S 应满足 *≥（/I”— ’）×100 —电抗器百分电抗值 —基准电流（A）、基准电压（KV） 、—电抗器的额定电流、额定电压. ’—以为基准的计算值所选用电抗器前的网络电抗标么值 =（/I”—’） ×100 =（5.5/47.15-0.094）×2500×10.5/(5500×10) ×100 =0.103 =4 0.103 *=/100 ×/×/ = 4/100×10/×2500×100/ =0.0838 计算加入电抗器后的短路电流值： a.ｆ3点短路计算（10KV主变分裂运行） 短路电流标么值：*= 1/0.2477 = 4.04 短路电流有名值： = * = * /（×） = 4.04×100/（×10.5） =22.22KA 冲击电流： = √2Kch=×1.8×22.22=56.66KA 全电流: ==22.22=33.52KA b点短路电流计算（10KV两台主变并列运行）： 短路电流标么值：*=1/0.135=7.41KA 短路电流有名值： = * = * /（×） = 7.41×100/(×10.5) = 40.73KA 冲击电流： = Kch=√2×1.8×40.73=103.86KA 全电流: = If4=40.73× =61.5KA 电抗器的校验 电压 =10KV ≤ =10KV 电流 =1909.59 =2500A 动稳定： 分裂 =56.66KA =128KA 并列： =103.86KA =128KA 热稳定 分裂 =(+10/2+ )/12 =22.222×4=1974.91 并列 =(+10/2+ )/12 =40.732×4=6635.73 =×t=502×4=10000 电压损失： =××/ =4%×1909.59×0.6/2500=0.018 0.05=0.05×10=0.5 XKK—10—2500—4型的电抗器0.05 所选XKK—10—2500—4型电抗器合格 电抗器选择结果表: 计算数据 XKK—10—2500—4 (KV) 10; (KV) 10 (A) 1909.59; (A) 2500 (KA) 分裂56.66 (KA) 128 并列103.86 （） 分裂1974.91 （） 10000 并列6635.73 0.018 0.05=0.5 0.103 4 3.3隔离开关的选择和校验 3.4.1主变侧隔离开关校验 110KV（GW4—110（D）/2000A） 动稳定电流 100KA， 热稳定电流 40KA/4S 电压 =110KV ≤ =110KV 电流 =347.2A =2000A 动稳定： =66.84KA =100KA 热稳定： =×t=26.212×4 =2747.86 = =402×4=6400 ∴ 所选隔离开关GW4—110（D）/2000合格 3.4.2负荷侧隔离开关校验 电压等级 110KV： GW4—110（D）/2000 (KV) 110 (KV) 126 (A) 413.34 (KA) 315 (KA) 66.89 (KA) 100 （） 2762.55 （） 6400 3.4母线、什么是动稳定和热稳定 动稳定校验：校验短路电流的 冲击电流不应超过设备允许的峰值 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 110KV 主母线选择：（汇流母线只能按最大持续工作电流选择导线截面，软导线不做动稳定校验）按最大持续工作电流选择导线截面S，即≤ K = 413.34A 温度修正系数 K===0.88 —导体长期发热允许最高温度； ： —导体的额定环境温度； —导体的实际温度。 —在额定环境温度时导体的允许电流 ≥ /K=413.34/0.88 = 469.70 据此选择导体的型号为：LGJQ—600，其长期允许载流量为1050A； K=0.88×1050=924A =413.34A 热稳定校验≤ =(+10/2+ )/12 =26.282×4=2762.55 正常运行时导体温度 =+—)/=25+（70-25) /=34℃ 查表得热稳定系数 =99 导体最小截面 =/C=/99 =531S-(标 )= 600 热稳定校验合格 旁母选择与主母线相同,主变引线按经济电流密度选择查表得经济电流密度 =1.15A/ 导体截面 =/ =413.34/1.15 = 359.43 据此选择导体的型号为：LGJQ—600软母线A 热稳定校验同主母线热稳定校验:热稳定校验合格。 二：主变引线 按经济电流密度选择 查表得经济电流密度=0.85A/ 导体截面=/=1299.08/0.85 = 1528.33 据此选择型号为：单条100×8矩形铝导体，平放允许电流为1547A （）= K=0.88×1547=1361.36A =1091.22A 热稳定校验、动稳定校验同主母线热稳定、动稳定校验校验合格 。 主变引线按最大持续工作电流选择导线A 温度修正系数 K= ==0.88 —导体长期发热允许最高温度； —导体的额定环境温度； —导体的实际温度。 —在额定环境温度时导体的允许电流 ≥/K =2273.38/0.88=2583.39A 据此选择导体的型号为：双条100×10矩形铝导体，平放允许电流为2613A，Ks=1.42 （）= K=0.88×2613=2299.44A =2273.38A 热稳定校验、动稳定校验同主母线热稳定、动稳定校验，校验合格 2、按经济电流密度选择 查表得经济电流密度=0.85A/ 导体截面 S=/ =2273.38/0.85 = 2674.56 据此选择型号为：双条100×10矩形铝导体，平放允许电流为2613A （）= K =0.88×2613=2299.44A =2273.38A 热稳定校验、动稳定校验同主母线热稳定、动稳定校验校验合格。 3.5电压互感器的选择 电压互感器的选择： 110KV电压互感器，查表选用JCC-110型串级式瓷绝缘电压互感器，系统最高电压126KV，额定绝缘水平200/480KV，额定一次，二次电压比110//0.1//0.1//0.1KV，额定负载150VA/150VA/100VA，准确级0.2/0.5/6P。 3.6电流互感器的选择 为防止电流互感器套管闪络造成母线故障，电流互感器通常布置在断路器的出线或变压器侧，即尽可能不在紧靠母线侧装设电流互感器。所以，母线上不考虑装设电流互感器。 主变侧、母联兼旁路电流互感器 =110KV =347.2A 所以初选LCWB6—110B型电流互感器 额定电流比 （2775）~（2600）/5 热稳定电流 =211~230KA/1s 动稳定电流 =22.8~276KA 一次回路电压 =110KV =110 KV 一次回路电流 =1200A =347.2A 二次回路电流 =5A 准确度等级 0.2级 热稳定校验 =×t==3600 ===690.64 满足热稳定要求 动稳定校验 =276=152KA=66.89KA满足动稳定要求.] 所以选择LCWB6—110B型电流互感器。 出线B型电流互感器 一次回路电压 =110KV =110 KV 一次回路电流 =1200A =104.98A 热稳定、动稳定校验同上。 3.7配置全所的继电保护 电网继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的安全经济运行，防止事故发生或扩大起重大作用。 110kv侧进出线及母线的继电保护依据《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》分析，对变电所的35~110kV电压母线kV双母线接线情况下应装设专用的母线kv侧进出线及母线的继电保护对比 安装地点 保护分类 保护类型 动作条件 动作结果 故障范围 110kV侧母线上 主保护 完全电流差动保护 常用作单母线或只有一组母线经常运行的双母线的保护 动作于跳闸 反应各电流互感器之间的电气设备故障时的短路电流 110kV侧进出线上 接地短路保护 发生单相接地 发出预告信号 由于接地故障电流很小，而且三相之间线电压仍然保持对称对负荷供电没有影响，因此在一般情况下允许带一个接地点继续运行1~2小时，不必立即跳闸 相间短路保护 线路上发生三相短路或两相短路 动作于跳闸 故障相中流过很大的短路电流时，要求继电保护装置尽快切除故障，可以保护线路全长 零序电流保护 发生相间短路时产生很大的不平衡电流 动作于跳闸 零序电流保护和相间电流保护一样，广泛采用三段式零序电流保护，可以保护线 变压器的继电保护 安装地点 保护分类 保护类型 重合闸方式 变压器 主保护 瓦斯保护 三相一次重合闸 纵联差动保护 三相一次重合闸 后备保护 过电流保护 三相一次重合闸 零序保护 三相一次重合闸 过负荷保护 三相一次重合闸 四、 短路电流计算 1 、 短路计算的目的 、 规定与步骤 1.1 短路电流计算的 目的 在发电厂和变电站的电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。 其计算的目的主要有以下几方面 ： （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。例如： 计算某一时刻的短路电流有效值用以校验开关设备的 开断能力 和确定 电抗器 的电 抗 值 ； 计算短路后较长 时间 短路电流有效 值 ， 用以校验 设备的热稳定 ； 计 算短路电流 冲击值 ， 用以校验设备动稳定。 （3） 在设计屋外高压配电装置时，需 按照 短路 条件 校验软导线的相间和相相对 地的安全距离。 1.2 短路计算的一般规定 （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，但是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） 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） 选择计算短路点 （2） 画等值网络图 1） 首先去掉系统中的所有分支、线路电容、各元件的电阻 2） 选取基准容量 和基准电压 ( 一般取各级的平均电压） 3） 将各元件的电抗换算为同一基准值的标幺值的标幺电抗 4） 绘制等值网络图，并将各元件电抗统一编号 （3） 化简等值网络：为计算不同短路点的短路值，需要将等值网络分别化简为以短路点为中心的辐射形等值网络，并求出各电源与短路点之间的电抗（即转移电抗 ） （4） 求计算电抗 （5） 由运算曲线查出各电源供给的短路电流周期分量标幺值（运算曲线） 计算无限大容量（或 ≥ 3 ）的电源供给的短路电流周期分量 （7） 计算短路电流周期分量有名值和短路容量 2 、变压器的参数计算及短路点的确定 2.1 变压器参数的计算 基准值的选择： （1） 主变压器三绕变参数的计算 由主变参数可知： ，则 （2） 站用变压器参数的计算 查站用变压器参数知 , 故站用变压器绕组电抗标幺值为 : （3） 系统等值电抗的计算： 2.2 短路点的确定 此变电站设计中，电压等级有四个，在选择的短路点中，由于线路首端短路时其短路最为严重，因此短路计算电压按照线路首端电压考虑，即短路计算电压取比线% 。 依据本变电站选定的主接线方式、设备参数和短路点选择，网络等值图如下： 图 2.1 系统等值网络图 2.3 各短路点的短路计算 （1） 短路点 d-1 短路计算 等值网络图如右： 三相短路电流 三相短路容量 短路冲击电流 （2） 短路点 d-2 短路计算 等值网络图如下 : 三相短路电流 三相短路容量 短路冲击电流 （3） 短路点 d-3 短路计算 等值网络图如下 : 三相短路电流 三相短路容量 短路冲击电流 （4） 短路点 d-4 短路计算 等值网络图如下 : 三相短路电流 三相短路容量 短路冲击电流 2.4 短路计算表 短路点 编号 短路计 算电压 基值 电流 支路 名称 总电抗 标幺值 短路电 流周期 分量有 效值标 幺值 短路电 流周期 分量有 效值 短路电 流冲击 值 全电 流有 效值 短 路 容 量 公式 2.55 1.51 d-1 231 0.25 220kv 0.022 45.45 11.36 28.968 17.15 4545.17 d-2 115.5 0.5 110kv 0.094 10.64 5.32 13.56 8.03 1064 d-3 36.75 1.57 35kv 0.2875 3.48 5.46 13.92 8.24 347.5 d-4 0.4 144.34 0.4kv 9.11 0.109 15.73 40.11 23.75 10.89 无功补偿设计 １、高压并联电容器组的设计 1.1高压并联电容器组设计的总原则 高压并联电容器组的设计应遵循GB50227-95《并联电容器装置设计规范》（以下简《设计规范》）。高压并联电容器的设计应按全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡的原则确定最优补偿容量和分布方式。这是高压并联电容器组设计的总原则。 无功补偿的安排，原则上应就地分区分层基本平衡，按地区补偿无功负荷，就地补偿降压变压器的无功损耗，并应能随负荷（电压）变化进行调整，使变压器输送有功时的功率因数保持在规范范围以内，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。 1.2并联电容器组的电气接线 高压并联电容器组宜采用单星形接线或双星形接线，在中性点非直接接地的电网中，星形接线电容器组的中性点不应接地。 目前国内运行的电容器组有２类接线，即三角形类（单三角形、双三角形）和星形类（单星形、双星形）接线方式。在电力系统内变电站以单星形接线最多。三角形接线方式时，如果电容器组发生电容器全击穿短路，即相当于相间短路，注入故障点的能量不仅有故障相健全电容器的涌放电流，还有其他两相电容器的涌放电流和系统的短路电流。这些电流的能量远远超过电容器油箱的耐爆能量，会引起油箱爆炸，造成严重事故。而星形接线方式下电容器组发生电容器全击穿短路时，故障电流受到健全相容抗限制，来自系统的工频电流将大大降低，最大不超过电容器组额定电流的３倍，并且没有其他两相电容器的涌放电流，只有来自同相的健全电容器的涌放电流，电流总量相对小的多。这是星形接线电容器组发生油箱爆炸事故较低的重要原因之一。在操作过电压保护方面，三角形接线电容器组的避雷器的运行条件和保护效果，均不如星形接线电容器组好。本文主要讨论常用星形接线电容器组设计中的相关问题。 1.3高压并联电容器组的容量设计 高压并联电容器组的设计容量的确定，是变电站无功补偿设计的重要环节。 《电力系统电压和无功电力技术导则》中规定，２２０ｋＶ及以下电压等级的变电站中，需要配置无功补偿设备的容量可按主变压器容量的１０％一３０％确定。但是对于３５ｋＶ～１１０ｋＶ终端变电站，无功补偿设计 关于３５ｋＶ～１１０ｋＶ终端变电站的无功补偿设计１８１ 容量到底取多少合适，则需要对该类变电站所需补偿的无功容量范围进行分析。 一般对于直接供电的终端变电站，安装的最大容性无功容量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因数所需补偿的最大容性无功量与主变压器所需补偿的最大容性无功量之和，见式（１）。 Ｑ。。＝Ｑ“。＋Ｑ。¨（１）式中Ｑ…——终端变电站安装的最大容性无功量 （ｋｖａｒ）； Ｑ。。——负荷所需补偿的最大容性无功量 （ｋｖａｒ）； Ｑ。。——主变压器所需补偿的最大容性无功量 （ｋｖａｒ） 负荷所需补偿的最大容性无功量见式（２） Ｑｄ．。＝Ｐｆ。（１‘ｇ垂ｌＩ—Ｉｔｇ西２Ｉ）（２）式中Ｐ。——母线上的最大有功负荷（ｋＷ）； 毋．——补偿前的最大功率因数角（。）； 中：——补偿后的最小功率因数角（。）。 主变压器所需补偿的最大容性无功量见式（３） Ｑ。‰＝［Ｕｄ％（Ｊ。／厶）２＋Ｌ％］ｓ。（３）式中“——需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电 压百分值； ｆ。——母线装设补偿装置后，通过变压器需要 补偿一侧的最大负荷电流值（Ａ）； ｊ。——变压器需要补偿—侧的额定电靖０值（Ａ）； Ｌ——变压器空载电流百分值； ｓ。——变压器需要补偿—棚４的额定容量（ｋＶＡ）。 根据无功补偿应分级补偿、就地平衡，使通过线路的无功潮流最小的原则，对于３５“一１１０ｋＶ终端变电站，因提高功率因数所需补偿的容性无功在负荷侧补偿，故在站内只需补偿主变压器建立磁场所需补偿的最大容性无功。则式（１）可简化为： Ｑ…＝Ｑ。。＝［“％（Ｌ／Ｌ）。＋Ｌ％］Ｓ。（４）若不考虑主变压器过负荷，主变压器在满负荷工作的情况下，。一厶，则式（４）可简化为： Ｑ…＝Ｑ。Ｂｍ＝（砜％＋Ｌ％）ｓ。（５）式（５）即为３５ｋＶ一１１０ｋＶ终端变电站需安装的最大容性无功量。 1.4高压并联电容器组的分组 高压并联电容器装置是否需分组及如何分组，主要应根据电压波动、负荷变化、谐波含量等因数来确定，且变压器各侧母线的任何一次谐波电压含量不应超过现行的国家标准《电能质量一公用电网谐波》的有关规定。 根据《设计规范Kaiyun平台 开云体育官方入口》，当分组电容器按各种容景组合运行时，不得发生谐振，谐振会导致电容器组产生严重过载，引起电容器产生异常声响和振动，外壳变形膨胀，甚至因外壳爆裂而损坏。为了躲开谐振点，在设计电容器组之前，应查清系统谐波背景含量和谐波源特点，使分组电容器在各种容量组合时应能躲开谐振点。谐振电容器容量可按下式计算： Ｑ。。＝Ｓｄ［（１／ｎ）２一Ｋ］（６）式中Ｑ。；——发生ｒｔ次谐波谐振的电容器容量 （ｋｖａｒ）； ｓ。——并联电容器装置安装处的母线短路容 量（ｋｖａｒ）； ｎ——谐波次数，即谐波频率与电网基波频 率之比； Ｋ——电抗率。 对于３５ｋＶ—ＬＬ０ｋＶ终端变电站，设置的高压并联电容器装置主要是为了提高电压和补偿主变压器的无功损耗，因此投切任何一组电容器时引起的电压波动不应超过２．５％。即： ｚＩＵ（％）一（Ｑ一／Ｓｄ）×１００％≤２．５％（７）式中ｓ。——母线处零秒时的三相短路容量（ｋＶＡ）１．５电容器的额定电压值、额定电流值及单台额定电容值的确定 1.5.1确定电容器额定电压值详见式（８），在计算公式中具体考虑以下３方面的因数： （１）电容器装置接入电网后引起的电网电压升高。 （２）电容器的容差引起各电容器间承受电压不相等。 （３）装设串联电抗器后引起的电容器组过电压。 Ｕ。。＝１，０５ｕ／万（１一Ｋ）（８） 式中——电容器的额定电压（ｋＶ）； ｕ——电容器接入点电网标称电压（ｋＶ）； Ｋ—一串联电抗器的电抗率。 经式（８）计算可得电容器的额定电压值 串联电抗器额定电抗值＝ｏ．１％一１％ｌＪ【＝４．５％－６％ｌＫ＝１２％一１３％电容器的额定电压（ｋＶ＿１０５／，８１１１／４ｊ－１，２／４ｉ 1.5.2确定单台电容器额定电容值详见式（９）。 ｃ。＝［Ｑ。／（ｍ吮）］×１０３（９）式中Ｃ。——单台电容器额定电容值（ｕＦ）； Ｑ。。——单台电容器额定容量（ｋｖａｒ）； ｍ——工频角频率，ｏＪ＝３１４ｒａｄ／ｓ。 １８２２００４年全国电力网无功／电压技术研讨会论文集 1.5.3确定电容器额定电流值，详见式（１０）。 ｋ。＝［乩／（１一Ｋ）Ｘｋ］×１０３（１０）Ｘｋ＝置。ＩＭ（适用于ｙ或双ｌ，接线）式中毛。。——一组并联电容器装置的额定电流，即额 定相电流（Ａ）； ｘｋ。——电容器组一相总额定容抗，当接线时， 应变换为接线的容抗值（ｎ）； Ｕ。——系统最高运行相电压（ｋＶ）； ｘ。。——单台电容器额定容抗值（ｎ）； ＿】ｌｆ——电容器组一相并联电容器台数。 1.6验算电窖器组投入电同时的涌流 单组电容器投入电网时的涌流幅值及频率，可按式（１３）、（１４）计算。 ｒ————————————＝＝＝＝＝＝＝＝：＝ ｋ＝４２?ｋ。［１＋￣／（ｘ￡。／ｘ。）（１３） 工可?￣／（Ｘｒ。，／ＸＬ）（１４）式中，，。——合闸涌流最大值（峰值）（ｋＡ）； ｘ。——串联电抗器每相额定感抗值（ｎ）； 工——涌流的频率（Ｈｚ）； 卜电网工频（基波）频率（ｍ），ｆ＝５０Ｈｚ。 另据《设计规范》规定，并联电容器装置的合闸涌流限值，宜取电容器组额定电流的２０倍。 1.7熔断器 对于保护单台电容器的外熔断器，宜优先选用喷逐式熔断器。其额定电压不得低于电容器的额定电压，最高工作电压应为额定电压的１．１倍。熔断器熔丝额定电流的选择，不应小于电容器额定电流的１．４３倍，并不宜大于电容器额定电流的１．５５倍。 2串联电抗器的设计 2.1串联电抗器的设计选型原则 串联电抗器的选型，宜采用于式空心电抗器或油浸式铁心电抗器。 干式空心电抗器和油浸式铁心电抗器具有不同特点：干式空心电抗器具有无油、噪音小、磁化特性好、机械强度高的特点；油浸式铁心电抗器与同容量的干式空心电抗器相比，具有损耗小、价格便宜、安装简单、占地少的特点。 干式空心电抗器的线圈磁力线经周围空间而形成闭合回路，设备周围存在着强磁场，为了减少它在临近导体（包括铁磁性金属部件及接地体）中引起严重的电磁感应电流而发热和产生电动力效应，安装设计要满足厂家提出的防电磁感应的空间范围要求。此外，主控制室（二次设备室）不宣布置在设有串联干式空心电抗器的电容器室正上方。 2.2串联电抗器的接线方式 串联电抗器无论装在电容器组的电源侧或中性点侧，从限制合闸涌流和抑制谐波来说，作用都一样。但串联电抗器装在中性点侧，正常运行串联电抗器承受的对地电压低，可不受短路电流的冲击，对动、热稳定没有特殊要求，可减少事故，使运行更加安全，而且，可采用普通电抗器产品，价格较低。 当需要把串联电抗器安装在电源侧时，普通电抗器是不能满足要求的，应采用加强型电抗器，但这种产品是否满足安装点对设备的动热稳定要求，也应经过校验。 一般来讲，串联电抗器装在电源侧运行条件苛刻，对电抗器的技术要求高，甚至高强度的加强型电抗器也难于满足要求。故《设计规范》规定，串联电抗器宜装设于电容器组的中性点侧。当装设于电容器组的电源侧时，应校验动、热稳定电流。 2.3串联电抗器的电抗率选择 串联电抗器的主要作用是抑制谐波和限制涌流，电抗率是串联电抗器的重要参数，电抗率的大小直接影响着它的作用。选用电抗率就要根据它的作用来确定。 当电网中谐波含量很少，装设串联电抗器的目的仅为限制电容器组追加投入时的涌流，电抗率可以选得比较小，一般为0.1％一1％，在计及回路连接电感（可按１ａｌｕｍ考虑）影响后，可将合闸涌流限制到允许范围。在电抗率选取时可根据回路连线的长短确定靠近上限或下限。 当电网中存在的谐波不可忽视时，则应考虑利用串联电抗器抑制谐波。为了确定合理的电抗率，应查明电网中背景谐波含量。电网中通常存在一个或两个主谐波，且多为低次数谐波。为了达到抑制谐波的目的，电抗率配置应使电容器接人处综合谐波阻抗呈感性。通常电抗率应这样配置： （１）当电网中背景谐波为５次及以上时，可配置电抗率4.5％～6％。因为6％的电抗器有明显的放大三次谐波的作用，因此，在抑制5次及以上谐波同时又要兼顾减小对３次谐波的放大，电抗率可选用4.5％。 （２）当电网中背景谐波为3次及以上时，电抗率配置有两种方案，全部配12％的电抗率；或采用4.5％～6％与12％两种电抗率进行组合。采用两种电抗率进行组合的条件是电容器组数较多，为了节省投资和减小电抗器消耗的容性无功。 2.4串联电抗器的设计参数 Ｑｈ＝吃ｘｋ×ｌＯ－１＝ＫＱ。．。／３ Ｑｍ＝３Ｑ“ Ｊｋ＝，￡。 ｘｋ＝ＫＸ＝。 Ｕｋ＝ＫＵ。。（１５）（１６）（１７）（１８）（１９） 式中Ｑ。——串联电抗器单相额定容量（ｋＶＡ）； Ｑ。——串联电抗器三相额定容景（ｋＶＡ）； 七——串联电抗器单相额定电流（Ａ）； ｘ。——串联电抗器单相额定电抗值（０）； ｕ。——串联电抗器单相额定端电压（ｋＶ）。 ３、并联电容器组的保护 并联电容器组的保护设计，一般考虑装设下列故障及异常运行方式的保护装置。 （１）电容器组与断路器之间的连线短路故障。对于电容器组与断路器之间的连线短路故障保护采用三相三元件接线，设电流速断及过电流保护。 （２）单台电容器内部绝缘损坏而发生的极间短路故障。为防止单台电容器因内部绝缘损坏而发生极间短路故障及电容器箱壳爆炸，国内的做法是对每台电容器分别装设专用的熔断器保护。 （３）电容器组多台电容器故障。①当电容器组为单星形接线时，采用零序电压保护。②当电容器组为单星形接线，且每相为两组电容器串联组成时，常用电压差动保护。③当电容器组为单星形接线，且每相可以接成四个平衡臂的桥路时，常用电桥式差电流保护。 ④当电容器组为双星形接线时，通常采用中性点不平衡电流（横差）保护或中性点不平衡电压保护。 （４）电容器组电压保护。①限时过电压保护。接放电胛电压，Ｕ≥110Ｖ时自动切除。②失压保护。接母线Ｖ时自动切除，且带断线闭锁，不自投，待电源恢复后人工投入。③在电容器组电源侧，加装电容器组专用的相对地无间隙氧化锌避雷器，作为电容器组自动投切限制操作过电压的后备保护。 （５）电容器组自动装置。①限时过电压自切。接母线Ｖ时自动切除）。②限时低电压自投。接母线Ｖ时自动切除自投，且带断线、并联电容器组的验收试验 并联电容器组在施工现场全部安装完毕后应进行送电前的验收试验，其项目应包括所有出厂试验项目，另加自动控制试验及保护装置试验。 自动控制试验：按自动投切方式，自动投切接母线伏失压自动跳闸的控制方式设置运行状态，它们接放电线圈线电压。自动投切装置应能正确动作，试验次数不少于3次。 保护装置试验：在一次电路上退出1-2台电容器以模拟电容器组内部故障，或在二次回路上设定等价故障信号，保护装置在整定范围内应能正常动作。试验次数不少于3次。 六、防雷接地保护 防雷保护装置是指能使被保护物体避免雷击，而引雷于自身，并顺利地泄入大地的装置。 1 电工装置的防雷设计 1.1 进线段保护 进线段保护是指在线路进入变电所的一段距离上（ 1~2km ）安装避雷线，以防止雷直击在导线上。如果线路全线有避雷线，那么这一段距离的避雷线也称为进线段保护。保护接线 进线段保护 因为当线路导线上出现雷电过电压时，将有行波沿导线向变电所运动，其幅值为线 ％冲击闪络电压，而线路的冲击耐压比变电所设备的冲击耐压要高很多，这对变电所设备绝缘以及避雷器的可靠动作都是很危险的；如果没架设避雷线，当靠近变电所的进线上遭受雷击时，进入变电所的雷电电流幅值可超过 5kA ，且其陡度也会超过允许值，势必会对站内设备造成破坏。所以对变电所进线实施防雷保护，其目的就是限制进入变电所、流经避雷器的雷电电流幅值和雷电波的陡度，而且也是变电所防雷的主要环节。 1.2 直击雷的保护 变电所是重要的电力枢纽，一旦发生雷击事故 , 就会造成大面积停电。一些重要设备如变压器等，多半不是自恢复绝缘，其内部绝缘如故发生闪络，就会损坏设备。因此，变电所实际上是完全耐雷的。 变电所的雷害事故来自两个方面：一是雷直击变电所；二是雷击输电线路产生的雷电波沿线路侵入变电所。 对直击雷的防护一般采用避雷针或避雷线。 按实际运行经验校验后，我国标准目前推荐 d 1 和 d 2 应满足下式要求 : 在对较大面积的变电所进行保护时，采用等高避雷针联合保护要比单针保护范围大。因此，为了对本站覆盖，采用四支避雷针。被保护变电所总长 108.5m 宽 79.5m ，查手册，门型架构高 15m 。避雷针的摆放如图 4.2 所示。 图 4.2 避雷针的摆放 所以 , 需要避雷针的高度 h 为 : 四只避雷针分成两个三只避雷针选择 验算 : 首先验算 123 号避雷针对保护的高度 : 1 ﹑ 2 号针之间的高度： ＞ 15m 2 ﹑ 3 号针之间的高度： ＞ 15m 1 ﹑ 3 号针之间的高度 : ＞ 15m 由上可见 , 对保护物的高度是能满足要求的。对保护宽度 : 1 ﹑ 2 号针的保护宽度 : ＞ 0 2 ﹑ 3 号针之间的宽度 : ＞ 0 由此可见 , 对保护物的宽度是能满足要求的。 所以 ,123 针是满足要求的。 由于 4 针的摆放是长方形 , 所以， 134 针也是满足要求的。即：四只高度选为 35m 的避雷针能保护整个变电所。 装设避雷针时应注意的几个问题： 1、 独立避雷针的设立点应避开人员经常通行的地方，应距离道路 3m 以上，否则应采取均压措施，或铺设碎石路沥青路面（厚 5 到 8cm ），以保证人身安全。 2、 为避免雷击避雷针时，雷电波沿电线传入室内，严谨将架空照明线、电话线、广播线、无线电天线等架在避雷针上或其下的架构上。 3、 现场中，往往需要在独立避雷针或装有避雷针的架构上安装照明灯，这些 灯的电源必须采用金属外皮电缆或将导线穿入金属管，并应将电缆或金属管直接埋入地中 10m 以上，才能与 35KV 及以下配电装置的接地网相连，或者与屋内低压配电装置相连接。 1.3 雷电入侵波的保护 因为雷击线路机会比雷击变电所多，所以沿线路侵入变电所的雷电过电压行波是很常见的。又因为线路的绝缘水平要比变压器或其它设备的冲击试验电压高许多，所以变电所对行波的保护十分重要。雷电侵入波保护是利用避雷器以及与避雷器相配合的进线) 常用避雷器的特点： 1 、保护间隙：保护间隙构造简单，维护方便，但其自行灭弧能力较差。在正常情况下，保护间隙对地是绝缘的，并且绝缘强度低于所保护线路的绝缘水平， 因此，当线路遭到雷击时，保护间隙首先因过电压而被击穿，将大量雷电流泄入大地，使过电压大幅度下降，从而起到保护线路和电气设备的作用。可将保护间隙配Kaiyun体育官方网站 开云登录网站合自动重合闸使用。管型避雷器：管型避雷器实际是一种具有较高熄弧能力的保护间隙，伏秒特性较陡且放电分散性较大。一般的变压器和绝缘的冲击放电伏秒特性较平，二者不能很好的配合；管型避雷器动作后工作母线直接接地形成截波，对变压器纵绝缘不利。目前只用于线路保护。 阀型避雷器：阀型避雷器非线性电阻阻值很大，而在过电压时，其阻值又很小，避雷器正是利用非线 性电阻这一特性而防雷的：在雷电波侵入时，由于电压很高（即发生过电压），间隙被击穿，而非线性电阻阻值很小，雷电流便迅速进入大地，从而防止雷电波的侵入。当过电压消失之后，非线性电阻阻值很大，间隙又恢复为断路状态。随时准备阻止雷电波的入侵。阀型避雷器分为普通型（ FS 和 FZ ）和磁吹型 (FCZ 和 FCD) 。 氧化锌避雷器：氧化锌避雷器是具有良好保护性能的避雷器。利用 阀片良好的非线性伏安特性，使在正常工作电压时流过避雷器的电流极小（微安或毫安级）；当过电压作用时，电阻急剧下降，泄放过电压的能量，达到保护的效果。这种避雷器和传统的避雷器的差异是它没有放电间隙，利用氧化锌的非线性特性起到泄流和开断的作用。 （ 2 ）变电所入侵波保护方案设计牵引变电所以其的特殊性，对于防雷保护的要求更高，并且可以以更高的预算来保护变电所。因此本次设计中，所用避雷器选择氧化锌避雷器。避雷器装设的位置如下： 1 、在变电所每组母线 、在变压器附近及变压器中性点各增设一组氧化锌避雷器，三绕组变压器低 压侧的一相上设置一台避雷器； 3 、 35KV 及以上电缆进线段，在电缆与架空线的连接处应装设避雷器； 4、 SF6 全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器。 1.4 变电所二次设备防雷保护 (1) 二次设备过电压防雷保护的必要性随着大规模集成电路的使用，电子元器件的性能大大提高。但其抗电磁干扰、抗过压和雷击的能力却变得十分脆弱。例如：电磁型继电器的摧毁能量为 0.1J ，而现在普遍使用的微机保护摧毁能量仅为 0.001J 。随着变电所综合自动化继电保护微机化改造，微电子设备的应用越来越广泛，如果不采取有效的防护措施，这些脆弱的控制自动化设备就无法正常工作，甚至成为电力系统的安全隐患。 (2) 变电所二次系统防雷保护原则 现时变电所所采用的外部防雷措施是有效的，它们保护一次设备免受直接雷击。但是单凭这些外部避雷设施，还远不足以消除间接雷电或一次设备事故、操作对二次设备及微电子设备的危险影响，因此，变电所必须有一个完整的一、二次防雷防电磁冲击的保护网。 (3) 设备防雷保护的设计思想根据这一原则，为变电所内二次设备和电子设备创造一个良好的电磁环境，同时也是变电所运行人员人身安全的保炉。通过安装在低压配电线路和信号线路上的电涌保护器（ SPD ），把能量较大的雷电流在纳秒级的时间内泄放入大地，使自动化系统通信和配电设备免受冲击。 IEC061312 《雷电电磁脉冲的防护》及 GB500571994 《建筑物防雷设计规范》提出和规定了系统防护的概念和方法。要求在建筑物内外建立均压等电位系统，指出现代意义的防雷工作应从以建筑物为保护重点，发展到以电子信息系统为保护核心；强调综合治理、整体防
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