某110kv变电站电气一次设计.doc

毕业设计(论文)二八年九月目 录摘要（3）概 述 （4）第一章 电气主接线（6）11 110kv电气主接线（7）12 35kv电气主接线 （9）13 10kv电气主接线（11）14 站用变接线 （13）第二章 负荷计算及变压器选择 （14） 21 负荷计算 （14） 22 主变台数、容量和型式的确定 （16） 23 站用变台数、容量和型式的确定（18）第三章 最大持续工作电流及短路电流的计算 （19） 31 各回路最大持续工作电流（19） 32 短路电流计算点的确定和短路电流计算结果 （20）第四章 主要电气设备选择 （21） 4.1高压断路器的选择（23） 42 隔离开关的选择（28） 43电流互感器的选择（29） 44电压互感器的选择（32） 45绝缘子和穿墙套管的选择（34）4.6母线导体的选择（36）4.7避雷器的选择 （37）4.8电抗器的选择 （39）4.9高压熔断器的选择（41）4.10接地刀闸的选择（42）附录I 设计计算书（43） 附录II电气主接线图（50）10kv配电装置配电图 （52）参考文献（53）摘 要本文根据系统与线路及所有负荷的参数，分析负荷发展趋势。从负荷增长方面阐明了建站的必要性，然后通过对拟建变电站的概括以及出线方向来考虑，并通过对负荷资料的分析，安全，经济及可靠性方面考虑，确定了110kV，35kV，10kV以及站用电的主接线，然后又通过负荷计算及供电范围确定了主变压器台数，容量及型号，同时也确定了站用变压器的容量及型号，最后，根据最大持续工作电流及短路计算的计算结果，对高压熔断器，隔离开关，母线，绝缘子和穿墙套管，电压互感器，电流互感器进行了选型，从而完成了110kV电气一次部分的设计。 概 述1、 待设计变电所地位及作用 按照先行的原则，依据远期负荷发展，决定在本区兴建1中型110kV变电所。该变电所建成后，主要对本区用户供电为主，尤其对本地区大用户进行供电。改善提高供电水平。同时和其他地区变电所联成环网，提高了本地供电质量和可靠性。 北待设计变电站 110kV出线2回 35kV出线60回 10kV线路8回2、 变电站负荷情况及所址概况 本变电站的电压等级为110/35/10。变电站由两个系统供电，系统S1为2500MVA，容抗为0.38, 系统S2为40MVA，容抗为0.45.线路1为30KM, 线路2为20KM, 线路3为25KM。该地区自然条件：年最高气温 40摄氏度，年最底气温-30摄氏度，年平均气温 20摄氏度。出线方向110kV向北，35kV向西，10kV向东。 所址概括，石家庄，面积为100100平方米，本地区无污秽，土壤电阻率400.cm。 本论文主要通过分析上述负荷资料，以及通过负荷计算，最大持续工作电流及短路计算，对变电站进行了设备选型和主接线选择，进而完成了变电站一次部分设计。第一章 电气主接线设计现代电力系统是一个巨大的、严密的整体。各类发电厂、变电站分工完成整个电力系统的发电、变电和配电的任务。其主接线的好坏不仅影响到发电厂、变电站和电力系统本身，同时也影响到工农业生产和人民日常生活。因此，发电厂、变电站主接线必须满足以下基本要求。1 运行的可靠性 断路器检修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。2 具有一定的灵活性主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且在检修时可以保证检修人员的安全。 3 操作应尽可能简单、方便主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。4 经济上合理性主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。5、应具有扩建的可能性由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统中的地位、环境、负荷的性质、出线数目的多少、电网的结构等。主接线的设计3.1 原始资料分析:本发电厂除了与电力系统连接外，还通过110kV 及10kV 电压向地方负荷供电。本所有三个电压等级，110kV 、35kV 、10kV 。220kV 侧通过两回进线与系统相连， 110kV 侧共有线，S max =1kVA,带有重要负荷；10kV 共出线，P max =1MW ，功率因数为0.85，没有重要负荷。3.2 方案的拟订:主接线应通过原始资料分析结合实际情况来设计，主接线的设计还应该满足可靠性、灵活性、经济性。通过查阅设计手册，对各电压等级可有如下接线形式:3.2.1 对220kV当可靠性要求高时可采用双母线带旁路形式，只有回路供电还可以采用双母线形式或可采用单母线分段形式；3.2.2 对110kV对于本系统有四条出线并带重要负荷，一般采用单母线分段或双母线供电，可以采用双母线带旁路3.2.3对10kV根据本厂的可靠性选择一般可以采用单母线分段或双母线供电及双母线带旁路。通过几个电压等级的可能接线形式，我对本发电厂的主接线初定三个方案（见表2-1）方案一：220kV单母线分段 110kV双母线10kV单母线分段方案二：220kV双母线带旁路 110kV单母线分段 10kV双母线方案三：220kV双母线 110kV双母线带旁路 10kV双母线带旁路三个方案的比较如下：图3-1 电气主接线方案一 图3-2 电气主接线方案二 图3-3 电气主接线方案三表3-1主接线方案的对比方案一方案二方案三比较结果可靠性1220kV侧采用单母线分段可靠性较高。2110kV侧采用双母线的接线形式，保证了重要负荷的供电。310kV采用单母线分段的可靠性较高。1220kV侧采用双母线带旁路的可靠性将进一步提高。2110kV侧采用单母线分段的接线形式，保证了重要负荷的供电。310kV采用双母线供电的可靠性比单母线分段更高。1220kV侧母线采用双母线的可靠性略高于方案一但不如方案二。2110kV侧双母线带旁路保证无论检修任何设备，都能保证对重要负荷的供电。310kV双母线带旁路的可靠性要比方案一、二要高。方案三略优于方案一、方案二。灵活性1220kV侧采用单母线分段检修及维护时倒闸操作较为简单方便。2110kV侧采用双母线的接线形式，可靠性提高但倒闸操作较为复杂。310kV采用单母线分段的倒闸操作较为简单，但不能保证运行的可靠性。1220kV侧采用双母线带旁路的检修及维护时倒闸操作较复杂但可靠性大大提高。2110kV侧采用单母线分段的接线形式，可靠性降低但倒闸操作较为简单。310kV侧采用双母线供电的操作较为复杂，但可靠性较高。1220kV侧母线采用双母线的检修及维护时的倒闸操作比较复杂，但可靠性不如方案二。2110kV侧双母线带旁路的接线形式，可靠性大大提高但倒闸操作很复杂。310kV侧双母线带旁路的检修维护时的倒闸操作复杂但可靠性大大提高。方案二大于方案一及方案三。经济性通过接线形式分析，方案一所用断路器隔离开关等设备较少，较经济，但可靠性及灵活性较差。由于方案二的220kV、10kV侧均采用双母线接线，所用的断路器和隔离开关较多，不太经济，但大大提高了可靠性及灵活性。方案三的可靠性要远远高于前二个方案，但它的倒闸操作及经济性要不如前二个方案。而且大大增加了断路器及隔离开关，增加了投资。方案二略差于方案一，但要比方案三经济。综上所述，方案二在总体上优于方案一和方案三，故选用方案二为本发电厂的主接线形式。3.3主接线简图1.1 110kV电气主接线由于此变电站是为了某地区电力系统的发展和负荷增长而拟建的。那么其负荷为地区性负荷。变电站110kV侧和10kV侧，均为单母线分段接线。110kV220kV出线数目为5回及以上或者在系统中居重要地位，出线数目为4回及以上的配电装置。在采用单母线、分段单母线或双母线的35kV110kV系统中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路母线。根据以上分析、组合，保留下面两种可能接线方案，如图1.1及图1.2所示。 图1.1单母线分段带旁母接线图1.2双母线带旁路母线接线对图1.1及图1.2所示方案、综合比较，见表1-1。表1-1 主接线方案比较表 项目 方案 方案方案技术 简单清晰、操作方便、易于发展 可靠性、灵活性差 旁路断路器还可以代替出线断路器，进行不停电检修出线断路器，保证重要用户供电 运行可靠、运行方式灵活、便于事故处理、易扩建 母联断路器可代替需检修的出线断路器工作 倒闸操作复杂，容易误操作经济 设备少、投资小 用母线分段断路器兼作旁路断路器节省投资 占地大、设备多、投资大 母联断路器兼作旁路断路器节省投资 在技术上（可靠性、灵活性）第种方案明显合理，在经济上则方案占优势。鉴于此站为地区变电站应具有较高的可靠性和灵活性。经综合分析，决定选第种方案为设计的最终方案。 1.2 35kV电气主接线电压等级为35kV60kV，出线为48回，可采用单母线分段接线，也可采用双母线接线。为保证线路检修时不中断对用户的供电，采用单母线分段接线和双母线接线时，可增设旁路母线。但由于设置旁路母线的条件所限（35kV60kV出线多为双回路，有可能停电检修断路器，且检修时间短，约为23天。）所以，35kV60kV采用双母线接线时，不宜设置旁路母线，有条件时可设置旁路隔离开关。据上述分析、组合，筛选出以下两种方案。如图1.3及图1.4所示。图1.3单母线分段带旁母接线图1.4双母线接线对图1.3及图1.4所示方案、综合比较。见表1-2表1-2 主接线方案比较项目 方案方案单方案双技术简单清晰、操作方便、易于发展可靠性、灵活性差旁路断路器还可以代替出线断路器，进行不停电检修出线断路器，保证重要用户供电 供电可靠 调度灵活 扩建方便 便于试验 易误操作经济设备少、投资小用母线分段断路器兼作旁路断路器节省投资 设备多、配电装置复杂 投资和占地面大经比较两种方案都具有易扩建这一特性。虽然方案可靠性、灵活性不如方案，但其具有良好的经济性。鉴于此电压等级不高，可选用投资小的方案。1.3 10kV电气主接线610kV配电装置出线回路数目为6回及以上时，可采用单母线分段接线。而双母线接线一般用于引出线和电源较多，输送和穿越功率较大，要求可靠性和灵活性较高的场合。上述两种方案如图1.5及图1.6所示。图1.5单母线分段接线图1.6双母线接线对图1.5及图1.6所示方案、综合比较，见表1-3表1-3 主接线方案比较项目 方案方案单分方案双技术 不会造成全所停电 调度灵活 保证对重要用户的供电 任一断路器检修，该回路必须停止工作供电可靠调度灵活扩建方便便于试验易误操作经济 占地少 设备少设备多、配电装置复杂投资和占地面大经过综合比较方案在经济性上比方案好，且调度灵活也可保证供电的可靠性。所以选用方案。1.4 站用电接线一般站用电接线选用接线简单且投资小的接线方式。故提出单母线分段接线和单母线接线两种方案。上述两种方案如图1.7及图1.8所示。图1.7单母线分段接线图1.8单母线接线对图1.7及图1.8所示方案、综合比较，见表1-4。表1-4 主接线方案比较项目 方案方案单分方案单技术不会造成全所停电调度灵活保证对重要用户的供电任一断路器检修，该回路必须停止工作扩建时需向两个方向均衡发展 简单清晰、操作方便、易于发展 可靠性、灵活性差经济占地少设备少设备少、投资小经比较两种方案经济性相差不大，所以选用可靠性和灵活性较高的方案。第二章 负荷计算及变压器选择2.1 负荷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）、10kV负荷、35kV负荷和110kV侧负荷。由公式 （2-1）式中 某电压等级的计算负荷同时系数（35kV取0.9、10kV取0.85、35kV各负荷与10kV各负荷之间取0.9、站用负荷取0.85）%该电压等级电网的线损率，一般取5%P、cos各用户的负荷和功率因数2.1.1 站用负荷计算S站=0.85(91.5/0.85)(1+5%)=96.075KVA0.096MVA2.1.2 10kV负荷计算S10KV=0.85(4+3+3.5+3.2+3.4+5.6+7.8)0.85+3/94 (1+5%) =38.675MVA2.1.3 35kV负荷计算S35KV=0.9(6+6+5+3)/0.9+(2.6+3.2)/0.85(1+5%) =27.448MVA2.1.4 110kV负荷计算S110KV=0.9(20/0.9+5.8/0.85+25.5/0.85+12/0.9) (1+5%)+ S站=68.398+0.096=68.494MVA2.2 主变台数、容量和型式的确定2.2.1变电所主变压器台数的确定 主变台数确定的要求：1.对大城市郊区的一次变电站，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电站以装设两台主变压器为宜。2.对地区性孤立的一次变电站或大型专用变电站，在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。考虑到该变电站为一重要中间变电站，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。2.2.2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站建成后510年的规划负荷选择，并适当考虑到远期1020年的负荷发展。2.根据变电站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站，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：对一般性变电站停运时，其余变压器容量就能保证全部负荷的6070%。S=68.494MVA由于上述条件所限制。所以，两台主变压器应各自承担34.247MVA。当一台停运时，另一台则承担70%为47.946MVA。故选两台50MVA的主变压器就可满足负荷需求。2.2.3 变电站主变压器型式的选择 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15%以上或低压侧虽无负荷，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及以下变电站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Y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。故主变参数如下：型号电压组合及分接范围阻抗电压空载电流连接组高压中压低压高-中高-低中-低13YN，yn0,d11SFSZ9-50000/11011081。25%3855%1051110.51756.52.3 站用变台数、容量和型式的确定2.3.1站用变台数的确定对大中型变电站，通常装设两台站用变压器。因站用负荷较重要，考虑到该变电站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。2.3.2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。S站=96.075/(1-10%) =106KVA2.3.3 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。故站用变参数如下：型号电压组合连接组标号空载损耗负载损耗空载电流阻抗电压高压高压分接范围低压S9-200/1010;6.3;65%0.4Y,yn00.482.61.34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。根据设计规范第3.7.1条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。第三章 最大持续工作电流节短路计算3.1 各回路最大持续工作电流根据公式 = （3-1） 式中 - 所统计各电压侧负荷容量 - 各电压等级额定电压 - 最大持续工作电流 = =/则：10kV =38.675MVA/10KV =2.232KA 35kV =27.448 MVA/35KV =1.58KA 110kV =68.494 MVA/110KV =3.954 KA3.2 短路电流计算点的确定和短路电流计算结果短路是电力系统中最常见的且很严重的故障。短路故障将使系统电压降低和回路电流大大增加，它不仅会影响用户的正常供电，而且会破坏电力系统的稳定性，并损坏电气设备。因此，在发电厂变电站以及整个电力系统的设计和运行中，都必须对短路电流进行计算。短路电流计算的目的是为了选择导体和电器，并进行有关的校验。按三相短路进行短路电流计算。可能发生最大短路电流的短路电流计算点有个，即110KV母线短路（K1点），35KV母线短路（K2）点，10KV电抗器母线短路（K3点），0.4KV母线短路（K4点）。计算结果:(计算过程见附录)当K1点断路时: =5.58KA =14.2 =8.43 =1111.4 当K2点断路时: =1.85KA =4.7 =2.8 =120.2当K3点断路时: =38KA =96.7 =57.4 =691当K4点断路时: =1000KA =2542 =1510 =692.8第四章 主要电气设备选择由于电气设备和载流导体得用途及工作条件各异,因此它们的选择校验项目和方法也都完全不相同。但是，电气设备和载留导体在正常运行和短路时都必须可靠地工作，为此，它们的选择都有一个共同的原则。电气设备选择的一般原则为：1.应满足正常运行检修短路和过电压情况下的要求并考 虑远景发展。2.应满足安装地点和当地环境条件校核。3.应力求技术先进和经济合理。4.同类设备应尽量减少品种。5.与整个工程的建设标准协调一致。6.选用的新产品均应具有可靠的试验数据并经正式签订合格的特殊情况下选用未经正式鉴定的新产品应经上级批准。技术条件：选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。1.电压 选用的电器允许最高工作电压Umax不得低于该回路的最高运行电压Ug,即，UmaxUg2.电流 选用的电器额定电流Ie不得低于所在回路在各种可能运行方式下的持续工作电流Ig ，即IeIg校验的一般原则：1.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，校验的短路电流一般取最严重情况的短路电流。2.用熔断器保护的电器可不校验热稳定。3.短路的热稳定条件Qdt在计算时间ts内，短路电流的热效应（KA2S）Itt秒内设备允许通过的热稳定电流有效值（KA2S）T设备允许通过的热稳定电流时间（s）校验短路热稳定所用的计算时间Ts按下式计算t=td+tkd式中td 继电保护装置动作时间内（S）tkd断路的全分闸时间（s）热稳定校验 I2t*t= QK It、t-电器允许通过的热稳定电流和时间 QK-短路电流热稳定效应4.动稳定校验 电动力稳定是导体和电器承受短时电流机械效应的能力，称动稳定。满足动稳定的条件是： 上式中 短路冲击电流幅值及其有效值 允许通过动稳定电流的幅值和有效值 Ies= Ish Ies、 Ish-短路冲击电流幅值和电器允许通过的动稳定电流幅值5.绝缘水平： 在工作电压的作用下，电器的内外绝缘应保证必要的可靠性。接口的绝缘水平应按电网中出现的各种过电压和保护设备相应的保护水平来确定。由于变压器短时过载能力很大，双回路出线的工作电流变化幅度也较大，故其计算工作电流应根据实际需要确定。高压电器没有明确的过载能力，所以在选择其额定电流时，应满足各种可能方式下回路持续工作电流的要求。4.1 高压断路器的选择 高压断路器的主要功能：正常运行时，用来倒换运行方式，把设备或线路接入电路或退出运行，能起保护作用。高压断路器是开关设备中功能最为完善的一种，其最大特点是能断开负荷电流和短路电流。1）断路器种类和型式的选择： 除满足各项技术条件外，还应考虑安装调试和运行维护方便。一般6-35kv采用真空断路器，35-500kv采用SF6断路器。2) 额定电压的选择： UN= UNS UNS-电网额定电压3）额定电流的选择： IN= IMAX IMAX-各种合理方式下最大持续工作电流4）开断短路电流的选择 INbr= IPT（或I） IPT为实际开断瞬间的短路电流周期分量，开断电器应能在最严重的情况下开断短路电流，故断路器的开断计算时间t应为主保护时间和断路器固有分闸时间之和。5）110kv侧高压断路器选择结果如下 表4-1 列出的断路器计算数据与所选断路器的参数比较如下计算数据SW6110UNS 110KVUN 110KVIMAX 210AIN 1200AI 10.68KAINbr 15.8KAQK 351.31(KA)2*SIt2*t 998.56(KA)2*SIsh 27.18KAIes 41KA由选择可知其结果正确，各项数据均满足要求，故110KV侧选用SW6110型断路器。6）10kv侧高压断路器选择结果如下 表4-2 列出的断路器计算数据与所选断路器的参数比较如下计算数据SN1010UNS 10KVUN 10KVIMAX 2309AIN 3000AI 2.82KAINbr 40KAQK 24.81(KA)2*SIt2*t 6400(KA)2*SIsh 7.18KAIes 125KA由选择可知其结果正确，各项数据均满足要求，故10KV侧选用SN1010型断路器。4.1.1 110KV侧高压断路器的选择校验1. 选型：110KV侧高压断路器拟选用SW6110型断路器。2. 额定开断电流的选择校验：查110KV断路器相关参数，得到该型号额定开断电流 INbr=15.8KA， INbrId1 =10.68KA3.热稳定校验：tK= tpr +tin+ ta =3+0.04+0.04=3.08式中：tpr-后备保护动作时间，按照3秒计算； tin-断路器固有分闸时间； ta-断路器开断电弧持续时间，对少油断路器为0.04-0.06s，对SF6断路器和压缩断路器为0.02-0.04s 周期分量热效应： QP =I2t*tK= 10.682*3.08=351.31 (KA)2*S 由于tK1s,故不计非周期分量热效应，短路电流引起的热效应QK=QP =351.31 (KA)2*S 查阅SW6110型断路器数据得到 I2t*t= 15.82*4=998.56 (KA)2*S，故 I2t*tQK 4.动稳定校验： Ish =27.18 KA，查阅SW6110型断路器数据得到Ies=41KA, Ies= Ish 5. 结论： 表4.1.1 列出的断路器计算数据与所选断路器的参数比较如下计算数据SW6110UNS 110KVUN 110KVIMAX 210AIN 1200AI 10.68KAINbr 15.8KAQK 351.31(KA)2*SIt2*t 998.56(KA)2*SIsh 27.18KAIes 41KA由选择可知其结果正确，各项数据均满足要求，故110KV侧选用SW6110型断路器。4.1.2 10KV侧高压断路器的选择校验1. 选型：10KV侧高压断路器拟选用SN1010型断路器。2. 变压器最大持续工作电流： IMAX= SN/（1.732* UN）=40/（1.732*10）=2309A,查阅其相关参数得IN=3000AIMAX=2309A3. 额定开断电流的选择校验：查10KV断路器相关参数，得到该型号额定开断电流 INbr=40KA， INbrId2 =2.82KA4. 热稳定校验：tK= tpr +tin+ ta =3+0.06+0.06=3.12式中：tpr-后备保护动作时间，按照3秒计算； tin-断路器固有分闸时间； ta-断路器开断电弧持续时间，对少油断路器为0.04-0.06s，对SF6断路器和压缩断路器为0.02-0.04s 周期分量热效应： QP =I2t2*tK= 2.822*3.12=24.81 (KA)2*S 由于tK1s,故不计非周期分量热效应，短路电流引起的热效应QK=QP =24.81 (KA)2*S 查阅SN1010型断路器数据得到 I2t*t= 402*4=6400 (KA)2*S，故 I2t*tQK 5. 动稳定校验： Ish =7.18 KA，查阅SN1010型断路器数据得到Ies=125KA, Ies= Ish 6. 结论： 表4.1.2 列出的断路器计算数据与所选断路器的参数比较如下计算数据SN1010UNS 10KVUN 10KVIMAX 2309AIN 3000AI 2.82KAINbr 40KAQK 24.81(KA)2*SIt2*t 6400(KA)2*SIsh 7.18KAIes 125KA由选择可知其结果正确，各项数据均满足要求，故10KV侧选用SN1010型断路器。4.2 隔离开关的选择隔离开关是发电厂和变电所的常用电器，它需要与断路器配套使用。但是隔离开关无灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流、短路电流，其主要用途是：1） 隔离电压2） 倒闸操作3） 分合小电流 隔离开关的型号应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素，进行综合的技术经济比较后确定。其选择的具体方法与断路器的1）2）3）4）5）6）相同，不再重复。根据对隔离开关操作控制的要求，还应选择其配用的操动机构。屋内式80000A以下的隔离开关一般采用手动的操作机构；220KV及以上高位布置的隔离开关宜采用电动机构和液压机构。将以上各个选择条件与短路电流的计算结果相比较，经过计算后，设备选型如下表4-2 隔离开关选择结果设备选型技术数据UN（KV）IN（A）Ies（KA）5s热稳定电流（KA）GW5-110/6301106305020GN2-10/300010300010050隔离开关的校验：隔离开关的校验的具体方法与断路器的1.2.3.4.5.相同，不再重复。查表得：110KV采用GW5-110/630型，10KV采用GN2-10/3000型。4.3 电流互感器的选择电流互感器（CT）是一次系统和二次系统间联络元件，用以分别向测量仪表、继电器线圈供电，正确反映电气设备正常运行和故障情况。作用是：1. 将一次回路的大电流变为二次回路的小电流（5A或1A），使测量仪表和保护装置标准化，小型化，并使其结构巧，价格便宜和便于屏内安装；2.使二次设备与高压部分隔离，且互感器二次侧均接地，从而保证设备和人身的安全。1）型式选择根据安装的场所和使用条件，选择电流互感器绝缘结构（浇注式、瓷绝缘式、油浸式），安装方式（户内式、户外式、装入式、穿墙式），结构形式（多匝式、单匝式、母线式），测量特性（测量用、保护用、具有测量暂态特性等）。一般常用型式为：低压配电屏和配电装置中，采用LQ线圈式和LM母线式：6-20KV户内配电装置和高压开关柜中，常用的LD单匝贯穿式或复杂贯穿式：35KV及以上电流互感器多采用油浸式结构。在条件允许时，如回路中有变压器套管、穿墙套管，应优先采用套管电流互感器，以节省占地和投资。2）额定电压和额定电流的选择： UN1= UNS IN1= IMAX 式中UN1、 IN1-电流互感器的一次额定电压和额定电流3）二次额定电流的