220KV枢纽变电所电气部分设计

展望未来，我国能否在本世纪中叶基本实现现代化，相当大的程度上取决于能源。电力工业是国民经济的基础，是重要的支柱产业，它与国家的兴衰和人民的安康有着密切的关系，随着经济的发展和现代工业的建设的迅速崛起，供电系统的设计越来越全面、系统，工厂用电量迅速增长，对电能质量、技术经济状况、供电的可靠性指标也日益提高，因此对供电设计也有了更高、更完善的要求。

变电站作为电能传输与控制的枢纽必须改变传统的设计和控制模式，才能适应现代电力系统、现代化工业生产和社会生活的发展趋势。本设计讨论的是220kV枢纽变电所电气部分设计（一次系统），首先根据原始资料进行分析，负荷计算选择主变压器，然后在此基础上进行主接线设计，再进行短路计算，导体和电气设备的选择，最后通过主变保护系统的设计。

本次设计只要是一次变电所电气部分的设计,并做出阐述和说明。论文包括选择变电所的主变压器的容量、台数和形式，选择待设计变电所所含有的各种电气设备及其各项参数，并且通过计算，详细的校验了各种不同设备的热稳定和动稳定,并对其选择进行了详尽的说明。

关键词：变电站; 短路电流; 设备选择

Abstract

Looking ahead, our ability to achieve the middle of this century, modernization, to a large extent depends on energy. The power industry is the basis of the national economy is an important pillar industry, the rise and fall with the State and the people closely related to the well-being, along with economic development and the rapid development of modern industry rise, more and more power supply system design comprehensive, systematic, rapid growth of plant consumption for power quality, technical and economic conditions, reliability of electricity supply are increasing, and therefore also have higher power supply design, better requirements.

Substation as a hub for power transmission and control to change the traditional design and control mode, to adapt to the modern power system, modernization of industrial production and the development trend of social life. The design discussion is part of 220KV electrical substation design (a system), First of all, analyze the original data and choose the main transformer, based on it , design the main wiring and Short Circuit Calculation, at last choose equipment, then mine and the protection of earth and distribution device.

The design is based on summarizing our country’s substation design and operation. It takes the selections of devices which this substation needed such as the type of electric bus, the type of the power distribution. Keywords: substation ; short-circuit ; equipment selection

目 录

1 绪论 ................................................................................................................................... 1

1.1设计背景 ................................................................................................................. 1 1.2 设计意义 ................................................................................................................ 1 1.3 原始资料 ................................................................................................................ 2 2 电气主接线的设计 ........................................................................................................... 3

2.1 电气主接线概述 .................................................................................................... 3 2.2主接线的基本形式 ................................................................................................. 3 2.3主接线方案选择 ..................................................................................................... 4

2.3.1初定方案 ...................................................................................................... 4 2.3.2方案的比较 .................................................................................................. 5

3 主变压器的选择 ............................................................................................................. 10

3.1 主变压器容量和台数的选择 .............................................................................. 10

3.1.1 主变压器容量的选择 ............................................................................... 10 3.1.2 主变压器台数的选择 ............................................................................... 10 3.2 主变压器型式和结构的选择 ...............................................................................11

3.2.1 相数的选择 ................................................................................................11 3.2.2 绕组数量和联接方式的选择 ....................................................................11 3.3 主变压器的选择结果 .......................................................................................... 12 4 短路电流计算 ................................................................................................................. 13

4.1 短路电流计算的目的 .......................................................................................... 13 4.2 各元件标幺值计算 .............................................................................................. 13

4.2.1主变压器各绕组电抗标幺值计算 ............................................................ 13 4.2.2 220kV侧电抗标幺值计算 ........................................................................ 14 4.2.3 110kV侧电抗标幺值计算 ........................................................................ 14 4.2.4 10kV侧电抗标幺值计算 .......................................................................... 15 4.3等效电路图的化简 ............................................................................................... 16 4.4 短路电流计算 ...................................................................................................... 17

4.4.1 220KV母线短路时的短路电流计算 ........................................................ 17 4.4.2 110KV母线短路时的短路电流计算 ........................................................ 18 4.4.3 10KV母线短路时的短路电流计算 .......................................................... 19

5 高压电器的选择 ............................................................................................................. 20

5.1 概述 ...................................................................................................................... 20

5.1.1 高压电器选择的一般原则 ....................................................................... 20 5.1.2 高压电器选择的技术条件 ....................................................................... 20 5.2断路器的选择 ....................................................................................................... 22

5.2.1 断路器选择的一般原则 ........................................................................... 22 5.2.2 变压器220kV侧断路器的选择 ............................................................... 23 5.2.3 110kV侧断路器的选择 ............................................................................ 25 5.2.4 10kV侧断路器的选择 .............................................................................. 27 5.3 隔离开关的选择 .................................................................................................. 29

5.3.1隔离开关的选择原则 ................................................................................ 29 5.3.2变压器220kV侧隔离开关的选择 ............................................................ 29 5.3.3 110kV侧隔离开关的选择 ........................................................................ 30 5.3.4 10kV侧隔离开关的选择 .......................................................................... 31 5.4 电流互感器的选择 .............................................................................................. 32

5.4.1电流互感器选择方法 ................................................................................ 33 5.4.2 220kV侧电流互感器选择 ........................................................................ 35 5.4.3 110kV侧电流互感器选择 ........................................................................ 36 5.4.4 10kV侧电流互感器选择 .......................................................................... 38 5.5 电压互感器的选择 .............................................................................................. 39

5.5.1电压互感器选择方法 ................................................................................ 39 5.5.2 220kV侧电压互感器选择 ........................................................................ 39 5.5.3 110kV侧母线电压互感器选择 ................................................................ 40 5.5.4 10kV侧电压互感器选择 .......................................................................... 40 5.6 母线的选择与校验 .............................................................................................. 41

5.6.1概述 ............................................................................................................ 41 5.6.2 220kV母线的选择与校验 ........................................................................ 42

5.6.3 110kV母线的选择与校验 ........................................................................ 44 5.6.4 10kV母线的选择与校验 .......................................................................... 46

6变压器保护 ...................................................................................................................... 48

6.1 概述 ...................................................................................................................... 48

6.1.1变压器的故障及异常状态 ........................................................................ 48 6.1.2 变压器保护装设的原则（220～500kV） ............................................... 49 6.2 瓦斯保护 .............................................................................................................. 50 6.3相间故障后备保护 ............................................................................................... 51

6.3.1配置原则 .................................................................................................... 51 6.3.2配置方式 .................................................................................................... 51 6.3.3过电流保护整定计算 ................................................................................ 51 6.4 接地故障后备保护 .............................................................................................. 52

6.4.1配置原则 .................................................................................................... 52 6.4.2整定计算 .................................................................................................... 53 6.5过负荷保护 ...........................................................................................................

6.5.1过负荷保护装设原则 ................................................................................ 6.5.2过负荷保护动作电流Iop整定 ................................................................... 6.6 过励磁保护 .......................................................................................................... 6.7变压器保护装置的选型 ....................................................................................... 56 7 防雷设计 ......................................................................................................................... 57

7.1 概述 ...................................................................................................................... 57 7.2 直击雷保护 .......................................................................................................... 57

7.2.1 保护对象 ................................................................................................... 57 7.2.2 保护措施 ................................................................................................... 57 7.2.3 避雷针装设应注意的问题 ....................................................................... 57 7.3 雷电侵入波 .......................................................................................................... 58

7.3.1 保护措施 ................................................................................................... 58 7.3.2 避雷器的设置 ........................................................................................... 58 7.4 防雷设计结果 ...................................................................................................... 58 总 结 ................................................................................................................................. 59

参考文献 ............................................................................................................................. 60 致 谢 ................................................................................................................................. 61 外文资料原文 ..................................................................................................................... 62 外文资料译文 ..................................................................................................................... 74

1 绪论

1.1设计背景

电是能量的一种表现形式，电力已成为工农业生产不可缺少的动力，并广泛应用到一切生产部门和日常生活方面。电能有许多优点：首先，它可简便地转变成另一种形式的能量。其次，电能经过高压输电线路，还可输送很长的距离，供给远方用电。另外，许多生产部门用电进行控制，容易实现自动化，提高产品质量和经济效益。电力工业在国民经济中占有十分重要的地位。建国以来，我国的电力工业发展迅速。到目前，我国的总装机容量和发电量均居世界第四位，但是我国目前的电力还不能满足国民经济发展的需要，必须加快发展。许多变电站已装设微机综合自动化系统，有些已实现无人值班，电力系统已实现调度自动化。

电力系统由发电厂、变电站、线路和用户组成。变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。变电站根据它在系统中的地位，可分成下列几类：

1．枢纽变电站

它位于电力系统的枢纽点，连接电力系统高压和中压的几个部分，汇集多个电源，电压为330~500的变电所，称为枢纽变电站。全站停电后，将会引起系统解列，甚至出现瘫痪。

2．中间变电站

高压侧以交换潮流为主，起系统交换功率的作用，或使长距离输电线路分段，一般汇集2~3个电源，电压为220~330kV，同时又降压供给当地用电，这样的变电站主要起中间环节的作用。全站停电后，将引起区域电网解列。

3．地区变电站

高压侧电压一般为110~220kV，向地区用户供电为主的变电站，这是一个地区或城市的主要变电站。全站停电后，仅使该地区中断供电。

4．终端变电站

在输电线路的终端，接近负荷点，高压侧电压多为110kV，经降压后直接向用户供电的变电站。全站停电后，只是用户受到损失。

1.2 设计意义

电力工业是国民经济的重要部门之一，它是负责把自然界提供的能源转换为供人

们直接使用的电能的产业。它即为现代工业、现代农业、现代科学技术和现代国防提供不可少的动力，又和广大人民群众的日常生活有着密切的关系。电力是工业的先行。电力工业的发展必须优先于其他的工业部门，整个国民经济才能不断前进。

我国具有极其丰富的能源。这些优越的自然条件为我国电力工业的发展提供了良好的物质基础。但是，旧中国的电力工业落后，无法将其利用。不过，随着改革开放的深入发展，我国电力工业的发展很快。到2000年，我国电力工业已跃升世界第2位，电力工业的发展为我国的国民经济的高速发展做出了巨大的贡献。不仅如此，目前我国的电力工业已开始进入“大电网”、“大机组”、“超高压交、直流输电”等新技术发展的新阶段，一些世界水平的先进的高新技术，已在我国电力系统中得到了相应的应用。

另外，由于我国人口众多，由此在按人口平均用电方面，迄今不仅仍远远落后于一些发达国家，即使在发展中国家中，也只处于中等水平，尚不及全世界平均人口用电量的一半。因而，要实现在21世纪初全面建设小康社会的要求，我国的电力工业必须持续、稳步地大力发展，一方面是要大力加强电源建设，搞好“西电东送”，以确保电力先行，另一方面，要继续深化电力改革，实施厂网分开、竞价上网，并建立起符合社会主义市场经济法则的、规范的电力市场。

展望未来，我们坚信，在新世纪中，中国的电力工业必须持续、高速地发展，取得更加辉煌的成就。

1.3 原始资料

（1）为满足工农业负荷增长的需要，新建一座220KV枢纽变电所。

（2）系统用4条150km长的220KV线路向本所供电，系统等值电抗为0.001。 （3）110 KV电压等级：100km架空出线8回，每回平均输送容量20MW。最大负

荷 180MW，最小负荷 150MW，最大负荷运行时间Tmax=5500h，cos φ=0.85，一、二类负荷占70%。

（4）10KV电压等级：15km电缆出线10回，每回平均输送容量1.8MW；最大负

荷25MW，最小负荷 15MW，最大负荷运行时间Tmax=5000h，cos φ=0.85，一、二类负荷占55%。

2 电气主接线的设计

2.1 电气主接线概述

电气主接线又称为电气一次接线，它是将电气设备以规定的图形和文字符号，按电能生产、传输、分配顺序及相关要求绘制的单相接线图。它是变电站、发电厂电气设计的首要部分，也是构成电力系统的主要环节。

1.电气主接线的指标有三个方面，即可靠性、灵活性、经济性。

⑴安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电安全可靠是电气主接线最基本得要 求。主接线的可靠性不是绝对的，得联系具体实际来确定，如变电站在电力系统中的地位和作用、符合的性质和类别、设备的制造水平以及长期运行的的经验。 ⑵灵活性是指电气主接线能适应各种运行状态，并能灵活地进行运行方式的转换。灵活性主要有以下及方面：调度、操作、扩建的方便性。

⑶经济性是在保证可靠性及灵活性为前提的情况下的经济。其主要从以下几方面 考虑：降低一次投资、占地面积以及电能损耗。 2.电气主接线的设计主要包括以下方面：

⑴对原始资料的分析，其主要有以下方面：工程情况、电力系统情况、负荷情况、 环境条件以及设备供货情况 ⑵主接线方案的拟定及选择 ⑶短路电流计算和主要电气设备选择 ⑷绘制电气主接线图 ⑸编制工程预算

2.2主接线的基本形式

电气主接线的方式住要有以下几种：单母及单母分段接线、母及双母分段接线、带旁路的单母和双母接线、一台半及四分之三台断路器接线、变压器母线组接线、单元接线以及桥形接线。 1.单母

⑴单母接线，其主要优点是：接线简单、操作方便、设备少、经济性好、易于扩 建。缺点则是：可靠性差（母线或母线隔离开关检修或故障是所有回路都得停止运行）、 调度不方便(电源只能并列运行不能运行，并且线路侧发生短路是有较大的短路电流)。

一般适用于6～10kV配电装置不超过5回；35～63kV配电装置出线回路不超过3 回；110～220kV配电装置出线回路不超过两回。

⑵单母分段接线，与单母接线相比其供电更可靠灵活，对于重要的用户可从不同 段引出两回馈线。但其要比单母接线要多一台或多台断路器及隔离开关的投资。 这种接线方式一般用于：小容量发电厂的发电机电压配电装置，每段母线上所接 发电容量为12MW左右出线不超过5回；变电站有两台主变是的6～10kV配电装置；35～63kV配电装置出线4～8回；110～220kV配电装置出线3～4回。 2.双母

⑴双母接线，其主要优点：供电方便，调度灵活，扩建方便，便于实验。缺点： 增加一条母线及每条回路的母线隔离开关的投资；检修会故障时隔离开关的倒闸操作比较繁琐容易误操作。广泛用于进线回路数较多、容量较大、出线带电抗器的6～10kV配电装置；35～60kV配电装置出线超过8回，或连接电源较大、负荷较大时；110kV配电装置出线数为6回以上是；220kV配电装置出线数为4回以上时。

⑵双母分段接线，与双母接线方式相比其增加了供电的可靠性，但同时增加了两 台断路器的投资。一般使用双母分段的原则：当出线回路数为10～14回时在一组母线上分段；当出线回路数多于等于15时在两组母线上分段；在双母分段接线中均装设两台母联兼旁路断路器；为了220kV母线短路电流或系统解列运行的要求，可使用母线分段。 3.增设旁路母线

增设旁路母线可提高了供电可靠性，特别是在进出线检修时（包括其保护装置的 检修和调试）不中断对用户的供电，但同时会增加母线等投资。他有三种接线方式：①有专用旁路断路器的旁路母线接线②母联断路器兼作旁路断路器的旁路母线接线③用分段断路器兼作旁路断路器的旁路母线接线。

2.3主接线方案选择

2.3.1初定方案

由原始资料可知本变电站有两台三相变压器，各侧电压等级分别为：220、110、 10kV。220kV侧为进线端，有4回线；110kV及10kV侧为负荷侧各自的出线回路数为8回、10回线。为了满足工农业负荷增长的需要，由此拟定以下两种方案作为选择： 负荷增长的需要，由此拟定以下两种方案作为选择：

方案一

方案一220kV侧及110kV侧均采用双母线接线方式，10kV侧则采用单母分段。

图2.1方案一

方案二220kV侧采用双母线接线方式，110kV侧及10kV侧均采用有专用旁路断路器的单母带旁路接线方式。

2.3.2方案的比较

1.220kV侧

由于本变电站所供电地区有大量工农企业的集中地区供电的枢纽站。供电对象为 工农业负荷等重要用户。要求供电可靠高质量。又考虑到随着城市的发展供电需求会不断上升，变电站进线回路要增加所以220kv侧采用双母接线方式是合理的。 2.110kV侧

由于220kV侧最大输入功率为205MW,110kV侧最大负荷为180MW，最小负荷为 150MW。由此可见本变电站的主要负荷在110kV侧，所以110kV的可靠性要求比较高。方案一采用双母接线方式，而方案二采用单母带旁路（有专用旁路断路器），两种方

案的造价差不多，可靠性也差不多。但相比之下双母接线方式其扩建较方便一些，而且设备检修时也没有单母带旁路接线方式那么复杂的隔离开关倒闸操作。所以双母接线方式更为适合110kV侧。 3.10kV侧

方案一采用单母分段，方案二则采用单母带旁路母线的接线方式，方案二的投资 略高于方案一，但其可靠性较高。但由于10kV侧虽然有10回出线，但其中有两条是备用回路，且本侧的最小负荷为15MW最大负荷也只有25MW，方案一完全能满足其要求，所以本侧接线方式选择单母分段较为适宜。 方案二

图2.2 方案二

4.具体经济性比较

为确定某一规划设计方案，除了分析设计方案是否在技术上先进，可靠和适用外， 还要分析设计方案在经济上是否合理。只有技术和经济上两个方面都合理的设计方案，才能实施。因此，为实现电力建设项目决策的科学化，减少和避免投资失误，提高经济效益，对各规划设计方案必须进行技术经济分析，作为设计方案选择的主要依

据之一。

经济性比较主要是对各种方案的综合投资和年运行量进行综合效益比较，为选择经济上的最优方案提供依据。计算时，可只计算各方案不同部分的投资和年运行费，常用的技术经济分析方法有：最小费用法；净现值法；内部收益率法；抵偿年限法。 ⑴.从电气设备的数目及配电装置上进行比较

表2.1 隔离关与断路器数目

方 案 项 目 220kV配电装置 110kV配电装置 10kV配电装置 主变台数 断路器的数目 220kV 110kV 10kV 隔离开关的数目 220kV 110kV 10kV 双母线 双母线 单母线分段 2 7 11 13 20 32 26 双母线 单母线旁路母线 单母线旁路母线 2 7 11 13 20 30 36 方案一 方案二 ⑵．计算综合投资Z

Z＝(1＋a/100) (元) (2.1)

式中: —为主体设备的综合投资,包括变压器﹑高压断路器﹑高压隔离开关及配电装置等设备的中和投资;

a—为不明显的附加费用比例系数,一般220取70％,110取90％. 主体设备的综合投资如下

综合考虑两种电气主接线方案的可靠性，灵活性和经济性，结合实际情况，确定第一种方案为设计的最终采用方案。

表2.2 主变价格

主变容量MVA 方案一 方案二

每台主变的参考价格(万元/台) 820 820 变压器的投资(万元) 2×820＝10 2×820＝10 表2.3 220kV侧断路器投资 每台断路器的参数价格 (万元/台) 105 每台隔离开关的参数价格(万元/台) 5.5 每台断路器的参数价格 (万元/台) 65 每台隔离开关的参数价格(万元/台) 2.5 方案一断路器投资 (万元) 7×105=735 方案二断路器的投资 (万元) 7×105＝735 方案二隔离开关的投资 (万元) 20×5.5＝110 方案二断路器的投资 (万元) 11×65＝715 方案二隔离开关的投资 (万元) 30×2.5＝75 表2.4 220kV侧隔离开关投资 方案一隔离开关投资 (万元) 20×5.5＝110 表2.5 110kV侧断路器投资 方案一断路器投资 (万元) 11×65＝715 表2.6 110kV侧隔离开关投资

方案一隔离开关投资 (万元) 32×2.5＝80 表2.7 10kV侧断路器投资 每台断路器的参数价格 (万元/台) 30 每台隔离开关的参数价格(万元/台) 1.7 方案一断路器投资 (万元) 13×30＝390 方案二断路器的投资 (万元) 13×30＝390 方案二隔离开关的投资 (万元) 36×1.7＝61.2 表2.8 10kV侧隔离开关投资 方案一隔离开关投资 (万元) 26×1.7＝44.2 表2.9 两种方案经济性比较 方案一 方案二 主体设备总投资(万元) Z0107351107158039044.23714.2 Z0107351107157539061.23726.2 综合投资(万元)

Z＝Z0(1＋a100)＝3714.2×（1＋0.7）＝6314.1 Z＝Z0(1＋a100)＝3726.2×（1＋0.7）＝6334.5 表2.10 方案比较

项目 方案一220kv侧及110kv侧均采用双母线接线方式，10kv侧则采用单母分段 方案二220kv侧采用双母线接线方式，110kv侧及10kv侧均采用有专用旁路断路器的单母带旁路接线方式。 可靠性 灵活性 1.检修、调试相对灵活； 2.各种电压级接线都便于扩建和发展。 经济性 设备相对多，投资较大，但对供电可靠性的优先保障是必要的 各侧都达到了可靠性要求 各侧都达到了可靠性要求 1.检修、调试比较灵活； 2.各种电压级接线都便于扩建和发展。 相对于方案一经济性更差。 综上所述，本变电站电气主接线的设计采用方案一。

3 主变压器的选择

3.1 主变压器容量和台数的选择

3.1.1 主变压器容量的选择

变电站主变压器容量的选择一般有以下几个原则：

⑴按变电所建成后5～10年得规划负荷选择，并考虑到远期10～20的负荷发展。对于城郊变电站，主变容量的确定应与城市规划相结合。

⑵根据变电所的负荷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所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证一级、二级负荷的供电可靠；对于一般性的变电所应保证一台主变压器停运时其余变压器容量能满足总负荷的70％～80％。

⑶同级电压的单台变压器的容量级别不应太多，应从全网出发，推行系列化、标准化。

⑷本变电所主变压器容量的确定。该变电站三个电压等级，且有大量一、二类负荷，所以应装设两台三相三绕组变压器。110kV侧最大负荷180MW，10kV侧最大负荷25MW。

因此，总计算负荷为

S3018025MW241.18MW (3.1) 0.85 根据主变压器容量的确定原则，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保 全部负荷的70%以上，可以确定单台变压器的额定容量：

SNT0.7S30=0.7×241.18=168.8(MW) (3.2) SNT(18070%2555%)/0.851.4MW (3.3)

经查阅相关资料，选择主变压器容量为240MVA。

3.1.2 主变压器台数的选择

主变压器台数的选择一般有以下原则：

⑴对于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，变电所以装设两台变压器为宜。

⑵对地区性孤立的一次变电所或大型专用供电所，在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。

⑶对于规划只装设两台主变压器的变电所，其变压器应按大于变压器基础容量的

1～2级设计，以便负荷发展时更换变压器的容量。

3.2 主变压器型式和结构的选择

3.2.1 相数的选择

主变压器采用三相或是单相，主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求运输条件的因素。特别是大型变压器更是要考虑其运输的肯能性。一般相数选择有以下几个原则：

⑴当不受运输条件时，330kV及以下的变电所及发电厂都采用三相变压器。 ⑵当发电厂与系统连的电压等级为500kV时，应在技术经济比较以后再做出决定选用三相变压器还是、两台半容量三相变压器或单相变压器组。

⑶对于500kV变电所，除需考虑运输条件外，应根据供电负荷及系统情况，分析一台（或一组）变压器故障或停电检修时对系统的影响。尤其是在建设初期，若主变压器是一组当一台单相变压故障，会使整组变压器退出运行，造成全所停电。为此，要经过经济论证，来确定是选用单相还是三相变压器。

3.2.2 绕组数量和联接方式的选择

1.绕组数量的选择

⑴最大容量为125MW及以下电厂，当有两种升高电压与用户供电与联系时，应采用三绕组变压器，各绕组的通过容量应达到变压器额定容量的15％及以上。由于同容量等级的三绕组变压器要比双绕组变压器要贵40％～50％，运行维修也较为复杂，当台数过多数回造成中压侧短路容量过大。因此要给予，一般两种升高电压等级的三绕组变压器不超过两台。

⑵对于200MW及以上的机组，考虑到运行的可靠、灵活及经济性问题一般不采用三绕组变压器。

⑶联络变压器一般应选用三绕组变压器，其低压绕组可接高压厂用启动／备用变压器或无功补偿设备。

⑷在有三种电压等级的变电所，如通过主变压器各侧绕组的功率达均达到该变压器额定容量的15％及以上，或低压侧虽无负荷，但在变电所内需装无功补偿设备时，主变宜采用三绕组变压器。对于具有直接将高压降为供电低压条件的变电所，为减少重复降压容量可采用双绕组变压器。

综上所述本变电所有三种电压等级，即220kV、110kV和10kV，主变宜采用三绕

组变压器。

2.绕组接线方式的选择

变压器绕组的连接方式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方式只有丫和△，高、中、低三侧绕组如何结合要根据具体工作来确定。

我国110kV及以上电压，变压器绕组多采用丫连接；35KV亦采用丫连接，其中性点多通过消弧线圈接地。35kV以下电压，变压器绕组多采用△连接，故10kV采用△连接。

综上所述，本变电站主变压器220kV/110kV/10kV侧绕组对应的连接方式为丫/丫/△。

3.3 主变压器的选择结果

由《电力工程电气设备手册：电气一次部分》，选定本变电站主变压器为两台额定容量为240MVA，可带负荷调压的三绕组变压器。 主变压器的技术参数如下所示： 型号：SFPS7-240000/220； 额定容量(kVA)：240000；

额定电压（kV）: 高压：220±2×2.5%；中压：121 ；低压：11； 容量比：100/100/50； 联结组别号：YN/yn0/d11；

空载损耗(kW)：187；负载损耗（kW）：800；

短路电压百分值（％）： 高-中：12～14；高-低：22～24；中-低：7～9； 空载电流百分值（％）：0.42。

4 短路电流计算

4.1 短路电流计算的目的

短路电流计算的主要目的是为了选择断路器等电器设备或对这些设备提出技术要求；评价并确定网络方案，研究短路电流措施；为继电保护设计与调试提供依据；分析计算送电线路对通讯设施的影响等。

4.2 各元件标幺值计算

取标准容量：SB=100MVA，标准电压UB=1.05Ue(Ue为各侧额定电压)，主变压

器三绕组容量为100/100/50，Uk(12)%=13， Uk(23)%=8，Uk(31)%=23。

系统电抗计算，枢纽变电站站的功率因素一般很高，超过0.95，这里计算系统电抗功率因素按1估算。

100* XS0.0012.06611060 2220 取标准容量：SB=100MVA，标准电压UB=1.05Ue，主变压器三绕组容量为100/100/50，Uk(12)%=13，Uk(23)% =8，Uk(31)%=23。

系统电抗计算，枢纽变电站站的功率因素一般很高，超过0.95，这里计算系统电抗功率因素按1估算。

100* XS0.0012.06611060 22204.2.1主变压器各绕组电抗标幺值计算

11（Uk(12)%+Uk(31)%－Uk(23)%）=(13+23－8)=14 2211 Uk2%=（Uk(12)%+Uk(23)%－Uk(31)%）=(13+8－23)=-1≈1

2211 Uk3%=（Uk(31)%+Uk(23)%－Uk(12)%）=(23+8－13)=9

22 Uk1%=

* XT1Uk1%SB14100==0.0583 100240100SN1100Uk2%SB==0.0042

100SN1002409100Uk3%SB==0.0375 100240100SN* XT2* XT3

4.2.2 220kV侧电抗标幺值计算

220KV进线型号为LGJ-120,长度150km，设线间几何均距为1.5m，

X10.347/km

（kV）标准电压: UB11.05Ue1.05220230

1. 1号线电抗标幺值:X1*X1l1SB1000.3471500.0984 2UB2302SB1000.3471500.0948 22UB230SB1000.3471500.0948 2UB2302SB1000.3471500.0948 22UB230 2. 2号线电抗标幺值:X*2X1l1*X1l1 3. 3号线电抗标幺值:X3*X1l1 4. 4号线电抗标幺值:X44.2.3 110kV侧电抗标幺值计算

电缆型号为YJLW03-110-400，长度100km，X20.300/km。

（kV） 标准电压: UB21.05Ue1.05110115

*X2l21. 5号线电抗标幺值:X5SB1000.301000.2268 2UB1152SB1000.301000.2268 22UB115SB1000.301000.2268 2UB1152SB1000.301000.2268 22UB115SB1000.301000.2268 2U2115BSB1000.301000.2268 22UB115*X2l2 2. 6号线电抗标幺值:X6*X2l2 3. 7号线电抗标幺值:X7*X2l24. 8号线电抗标幺值:X85. 5号线电抗标幺值:X*9X2l2*X2l2 6. 6号线电抗标幺值:X10

*X2l2 7. 7号线电抗标幺值:X11SB1000.301000.2268 2U2115BSB1000.301000.2268 22UB115*X2l28. 8号线电抗标幺值:X124.2.4 10kV侧电抗标幺值计算

电缆型号为YJLW03-10-400，长度15km，X30.43/km。

5kV） 标准电压: UB31.05Ue1.051010.（

*X3l31. 13号线电抗标幺值:X13SB1000.43155.8503 22UB10.5SB1000.43155.8503 22UB10.5SB1000.43155.8503 2UB10.52SB1000.43155.8503 22UB10.5SB1000.43155.8503 2UB10.52SB1000.43155.8503 22UB10.5SB1000.43155.8503 2UB10.52SB1000.43155.8503 22UB10.5SB1000.43155.8503 2UB10.52SB1000.43155.8503 22UB10.5*X3l3 2. 14号线电抗标幺值:X14*X3l3 3. 15号线电抗标幺值:X15*X3l3 4. 16号线电抗标幺值:X16*X3l3 5. 17号线电抗标幺值:X17*X3l3 6. 18号线电抗标幺值:X18*X3l3 7. 19号线电抗标幺值:X19*X3l3 8. 20号线电抗标幺值:X20*X3l3 9. 21号线电抗标幺值:X21*X3l3 10. 22号线电抗标幺值:X22

4.3等效电路图的化简

变电站简化电路图如图4.1所示：

图4.1 变电站简化电路图

1．线路电抗等效

*****X220XS（X1*//X2//X3//X4）0（0.0984//0.0984//0.0984//0.0984）

00.02370.0237*********X110X5//X6//X7//X8//X9//X10//X11//X12

0.2268//0.2268//0.2268//0.2268//0.2268//0.2268//0.2268//0.22680.02835

2. 作等效电路如图4.2所示

图4.2 等效电路

4.4 短路电流计算

4.4.1 220KV母线短路时的短路电流计算

图4.3 220kV母线短路系统等值电路图

基准电流：IB1SB1000.251(kA) 3UB13230 k1点的总等效电抗标幺值：X*100.02370.0237 短路电流：Ik1

1X*1IB110.25110.591（kA）

0.0237 冲击电流：ish2.55Ik12.5510.59127.007(kA)

短路电流的最大有效值：Ish1.51If1.5110.59115.992(kA) 短路容量：SK1SB100MV.A4219.41MV.A X*10.02374.4.2 110KV母线短路时的短路电流计算

图4.4 110kV母线短路系统等效电路图

基准电流：IB2SB1000.502(kA) 3UB23115* K2点的总等效电抗标幺值：X20.02370.02920.00210.055

短路电流：Ik21X*2IB210.5029.128（kA） 0.055 冲击电流： ish2.55Ik22.559.12823.276（kA） 短路电流的最大有效值：Ish1.51Ik21.529.12813.783(KA)

短路容量：SK2SB100MV.A1818.18(MV.A) *X0.0552

4.4.3 10KV母线短路时的短路电流计算

图4.5 10kV母线短路系统电路图

基准电流：IB3SB1005.499(kA) 3UB3310.5 K3点的总等效电抗标幺值：X*30.02370.02920.01880.0717 短路电流：Ik31X*3IB315.499292.48（kA） 0.0188 冲击电流：ish2.55Ik32.55292.48745.82（kA）

短路电流的最大有效值：Ish1.51Ik31.51292.48441.(KA) 短路容量：SK3SB100MV.A1394.70(MV.A) *X30.0717 短路电流计算结果表4.1所示。

表4.1 短路计算结果表

三相短路电流/kA 短路点 K1 K2 K3

基准电压 (kV) 230 115 10.5 Ik ish Ish短路容量 (MVA) 4219.41 1818.18 1394.70 10.591 9.128 292.480 27.007 23.276 745.82 15.992 13.783 441. 5 高压电器的选择

高压电器一般有电抗器、电流电压互感器、熔断器、隔离开关、负荷开关、避雷器等等。他们的合理选择直接关系到其它设备（如变压器、发电机等）及整个电网的安全、可靠、经济运行。所以在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥的采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电器。尽管电力系统中各种电气设备的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全相同，但对它们的基本要求却是一致的。电气设备要能可靠地工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验热稳定和动稳定。

5.1 概述

5.1.1 高压电器选择的一般原则

（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）应按当地环境条件校核； （3）应力求技术先进和经济合理； （4）与整个工程的建设标准应协调一致； （5）同类设备应尽量减少品种；

（6）扩建工程应尽量使新老电气设备型号一致；

（7）选用新产品，均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。

并经正式鉴定合格。在特殊情况下，选用未经正式鉴定的产品时应经上级批准。

5.1.2 高压电器选择的技术条件

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。同时，所选择导线和电气设备应按短路条件下进行动、热稳定校验。各种高压设备的一般技术条件如表5.1所示： 1.长期工作条件 ⑴电压

选取电器允许的最高工作电压Umax不低于最高工作电压Ug，即

UmaxUg (5.1)

⑵电流

选用的电器额定电流Ik不得低于所在回路在各种可能运行方式的持续工作电流Ig，即:

IkIg (5.2)

表5.1 高压电器技术条件

额定 额定电 额定电 序号 电器名称 压（kA） 流(A） (kVA) (N) (kA) 容 量 载 断电流热稳定 动稳定 平 机械荷 额定开短路稳定性 绝缘水 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 断路器 隔离开关 组合电器 负荷开关 熔断器 电流互感器 电压互感器 电抗器 消弧线圈 避雷器 封闭电器 穿墙套管 绝缘子 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ ⑶机械负荷

所选电器端子的允许机械负荷应大于电器引线在正常运行和短路时的最大作用力。

2. 短路稳定条件 ⑴校验的一般原则

电器在选定后应按最大可能通过的电流进行动、热稳定校验。用熔断器保护的电器可不进行热稳定校验；当熔断器有限流作用时，可不验算动稳定；用熔断器保护的电压互感器回路可不验算动、热稳定。 ⑵短路的热稳定条件:It2tQk 式中：

Qk——短路电流在计算时间内产生的热效应（kA2•s） It——t秒内设备允许通过的热稳定电流有效值（kA） t——设备允许通过的热稳定时间（s） ⑶短路的动稳定条件

iesish (5.3)

式中ies ——电气设备允许通过的动稳定电流幅值（kA） Ish——短路冲击电流幅值（kA） 3. 绝缘水平

在工作电压和过电压的作用下，电器的内、外绝缘必须保证必要的可靠性。 4. 环境条件

选择电器考虑到其使用环境是必要的，主要考虑的有以下条件：温度、日照、风速、冰雪、湿度、污秽、海拔、地震等等。

5.2断路器的选择

高压断路器是发电厂和变电站电气主系统的重要开关电器。高压断路器主要功能是：正常运行倒换运行方式，把设备或线路接入电网或推出运行，起着控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切除故障回路，保证无故障部分正常运行，起着保护作用。高压断路器是开关电器中最为完善的一种设备，其最大特点是能断开电器中负荷电流和短路电流。

5.2.1 断路器选择的一般原则

断路器的选择一般从其种类和形式、额定电压、额定电流、开断电流、动热稳定

SF校验几方面入手。断路器按采用的灭弧介质可分为油路(多油、少油)、压缩空气、6及真空断路器。关于它们列表5.2：

表5.2 高压断路器校验项目

短路关合项目 额定电压 额定电流 开断电流 电流 热稳定 动稳定 高压断路器 UNUSN INImax INbrIk iNclish It2tQk iesish 其中：UN、USN——分别为断路器和电网的额定电压（kV） IN ——断路器的额定电流（kA） Imax——电网的最大负荷电流（kA）

INbr——额定电压下能保证正常开断的最大的短路电流（kA）

——短路全电流值（kA） Ik iNcl ——断路器的额定短路关合电流（kA） ish ——短路电流最大冲击值（kA）

5.2.2 变压器220kV侧断路器的选择

1．主变断路器的选择与校验 流过断路器的最大持续工作电流

Smax2401.050.6613（kA） Imax1.05 3UN3220具体选择及校验过程如下：

（kV） （1）额定电压选择：UNUSN220

（2）额定电流选择：INImax0.6613(kA)

10.591(kA) （3）额定开断电流选择：INbrIk （4）热稳定校验：It2t> Qk

It2t402400[(kA)2s]

故热稳定时间： tk=1.5+0.05+0.06=1.61S

设主保护和后备保护的动作时间为0s和1.5s ，电弧持续时间取0.06S，

222 QkItk10.5911.61180.59[(kA)s]

可知 It2t> Qk，满足热稳定校验

选择LW1—220/2000，其技术参数如表5.3：

表5.3 LW1—220/2000技术参数表

极限通额定工 型号 作电压(kV) 最高工作电压(kV) 额定电流额定开过电流断电流（峰值）（A） （kA） （kA） （kA） (s) (s) 定电流断时间闸时间4s热稳额定开固有分LW1-220/2000 220 252 2000 31.5 80 40 0.05 0.03 （5）动稳定校验：iesish，又

ies80(kA)ish27.007(kA),

所以满足动稳定校验。 具体参数如表5.4：

表5.4 具体参数表

计算数据 LW1—220/2000 USN Imax 220kV 661.3A 10.591kA 27.007kA 27.007kA 180.5（[kA)2s] UN IN 220kV 2000A 31.5 kA 80 kA 80 kA 00（[kA)2s] I ish ish Qk INbr iNcl ies It2t 由表可知，所选断路器满足要求。 2．出线断路器的选择与校验

流过断路器的最大持续工作电流：Imax224032201.2597kA

由上表可知LW1—220/2000同样满足出线断路器的选择。 其热稳定、动稳定校验计算与主变侧相同。其具体参数如表5.5：

表5.5 具体参数表

计算数据 LW1—220/2000 USN Imax 220kV 1260A 10.591kA 27.007kA 27.007kA 180.5（[kA)2s] UN IN 220kV 2000A 31.5 kA 80 kA 80 kA 00（[kA)2s] I ish ish Qk INbr iNcl ies It2t 由表可知，所选断路器满足选择要求。 3． 母联路断路器的选择

由于220KV母联断路器的最大工作条件与220KV出线处相同，故选用相同的设备，而且动、热稳定校验亦满足要求。所以选用LW1—220/2000型户外六氟化硫断路器。

5.2.3 110kV侧断路器的选择

1.主变断路器的选择与校验 流过断路器的最大持续工作电流：

Imax1.0524031101031322.7A

具体选择及校验过程如下：

（1）额定电压选择：UNUSN110(kV)

（2）额定电流选择：INImax1323(A)

9.128(kA) （3）额定开断电流选择：INbrIk （4）热稳定校验：IttQK It2t50237500[(kA)2s]

灭弧时间取0.06S，则

热稳定计算时间：tK1.50.050.061.61S

22teq9.12821.61134.15[(kA)2s] QkIk

所以，It2tQK，满足热稳定校验。

表5.6技术数据表

选择LW-110Ⅱ/3150，技术数据如表5.6所示：

型号 额定电额定电额定开极限通过电流3s热稳定电流固有分闸时间压(kV) 流（A） 断电流（kA） 峰值（kA） LW-110Ⅱ/3150 110 3150 40 125 （kA） （S） 50 0.05 (5)动稳定校验：iesish

ies125kAish23.276kA

所以满足动稳定校验。 其具体参数如表5.7：

表5.7 具体参数表

计算数据 LW-110Ⅱ/3150 USN Imax 110kV 1322.7A 9.128KA 23.276kA 23.276kA 134.15（[kA)2s] UN IN 110kV 3150A 40kA 125 kA 125 kA 7500（[kA)2s]  Ikish ish Qk INbr iNcl ies It2t 由表可知，所选断路器满足选择要求。 2．出线断路器的选择与校验

流过断路器的最大持续工作电流： Imax2

24031101032519.3A

由上表可知LW-110Ⅱ/3150满足出线断路器的选择。 其热稳定、动稳定校验计算与主变侧的相同。 其热稳定、动稳定校验计算与主变侧相同。 其具体参数如下表：

表5.8 具体参数表

计算数据 LW-110Ⅱ/3150 USN Imax 110kV 2520A 9.128KA 23.276kA 23.276kA 134.15（[kA)2s] UN IN 110kV 3150A 40kA 125 kA 125 kA 7500（[kA)2s]  Ikish ish Qk INbr iNcl ies It2t 3．母联断路器的选择

由于110KV母联断路器的最大工作条件与主变110KV出线处相同，故选用相同的断路器LW-110Ⅱ/31500。

5.2.4 10kV侧断路器的选择

1. 主变10kV侧断路器的选择与校验

10kV侧最大容量为25MVA，故流过断路器的最大持续工作电流： 具体选择及校验过程如下：

Imax1.05251031443.4A

310.5 （1）额定电压选择：UNUSN10(kV)

（2）额定电流选择：INImax1443.4(A) （3）额定开断电流选择：INbr

292.48(kA) Ik 选择SN4—10G/6000型断路器，其技术数据如表5.9所示：

表5.9 技术数据表

额定额定电型号 电压 流（A） 电流（kA） (kV) SN4-10G/6000 10 6000 105 值）（kA） （kA） 300 173 (s) ≤0.06 额定开断电流（峰定电流闸时间 额定关合1s热稳固有分（4）热稳定校验：It2tQK It2t1732129929[(kA)2s]

设主保护和后备保护的动作时间为0s和1.5s ，电弧持续时间取0.06S， 故热稳定时间： tk=1.5+0.06+0.06=1.62S QkI2teq292.4821.62138582.2[(kA)2s]

所以，IttQK，满足热稳定校验。 （5）动稳定校验：ies2ish

因为ies300kAish745.82kA，所以满足热稳定校验。 具体参数如表5.10所示：

表5.10 具体参数表

计算数据 SN4—10G/6000 USN Imax 10kV 1443.4A 292.48kA 745.82kA 745.82kA 138582（[kA)2s] UN IN 10kV 6000A 105kA 300 kA 300 kA  Ikish ish Qk INbr iNcl ies It2t 29929[(kA)2s] 由表可知，所选断路器满足选择要求。 2.10kV出线、母联断路器的选择与校验

由于10kV出线、母联断路器的最大工作条件与主变10kV侧应满足相同的要求，故选用相同的设备，而且动、热稳定校验亦满足要求。所以选用SN4—10G/6000型断路器。

5.3 隔离开关的选择

5.3.1隔离开关的选择原则

隔离开关通常与断路器配对使用，其主要功能是保证高压电器及装置在检修工作时的安全，不能用于切除断、投入负荷电流或开端短路电流，仅可允许用于不产生强大电弧的某些切换操作。其技术校验项目与断路器类似，列表如5.11：

表5.11 高压隔离开关校验项目

短路关合项目 隔离开关 额定电压 额定电流 开断电流 电流 热稳定 动稳定 UNUSN INImax It2tQk iesish 5.3.2变压器220kV侧隔离开关的选择

1. 主变侧隔离开关的选择与校验过程如下： （1）额定电压选择：UNUSN220(kV) （2）额定电流选择：INImax661.3(A) 选择GW4—220/2000，其技术参数如5.12表：

表5.12 GW4—220/2000技术参数表

4s热稳额定电压 型号 kV A （kA） GW4—220/2000 220 2额定电流 定电流动稳定电流峰值（kA） 2000 40 100 （3）热稳定校验：IttQK

It2t402400[(kA)2s]﹥Qk=180.59（[kA)2s]

所以，满足热稳定校验。

(4）动稳定校验：ies=100kA ＞ish=27.007kA ,所以，满足动稳定校验要求。

其具体参数如表5.13：

2.出线侧隔离开关的选择及校验：

由上表可知GW4—220/2000满足出线隔离开关的选择，其动、热稳定的计算与主变侧相同。

表5.13 具体参数如下表

计算数据 GW4—220/2000 UN 220kV 661.3A 180.59（[kA)2s] 27.007kA UN IN 220kV 2000A Imax Qk It2t ies 00[(kA)2s] 100 kA ish 由表可知，所选隔离开关满足选择要求。 具体参数如表5.14：

表5.14 具体参数如下表

计算数据 GW4—220/2000 UN 220kV 1259.7A 180.59（[kA)2s] 27.007kA UN IN 220kV 2000A Imax Qk It2t ies 00[(kA)2s] 100 kA ish 由于220KV母联隔离开关的最大工作条件与主变220KV侧隔离开关的条件相同，故选用相同的隔离开关，GW4—220/2000型。

5.3.3 110kV侧隔离开关的选择

1.主变侧隔离开关的选择与校验 Imax1.052401031322.7A

3110 (1)额定电压选择：UN (3)热稳定校验：It2USN110(kV)

(2)额定电流选择：INImax1322.7(A)

tQK

It2t402400[(kA)2s]QK134.15[(kA)2s]

所以，满足热稳定校验。

表5.15 GW4—110D/2000技术参数表

额定电压 型号 kV A 电流（kA） 峰值（kA） 额定电流 4s热稳定动稳定电流GW4—110D/2000 110 2000 40 100 （4）动稳定校验：ies100kAish23.276kA 满足要求。

具体参数如表5.16：

表5.16具体参数表

计算数据 GW4—110D/2000 UN 110kV 1322.7A 134.15（[kA)2s] 23.276kA UN IN 110kV 2000A Imax Qk It2t ies 00[(kA)2s] 100 kA ish 由表可知，所选隔离开关满足选择要求。 2．出线、母联及旁路隔离开关的选择

由于110KV出线、母联及旁路隔离开关的最大工作条件与主变110KV侧满足相同的要求，故选用GW4—110D/2000型号隔离开关。

5.3.4 10kV侧隔离开关的选择

1.主变隔离开关的选择与校验

流过回路的最大持续工作电流：Imax1.05 (1）额定电压选择：UN90310.51035196.2A

USN10(kV)

（2）额定电流选择：INImax5196.2(A) 选择10T/6000型隔离开关，其技术参数如表5.17：

表5.17 10T/6000技术参数表

额定 型号 电压 kV 额定 电流 A 6000 5s 热稳定电流（kA） 105 动稳定电 流峰值（kA） 200 GN10-10T/6000 210 （3）热稳定校验：IttQK

It2t1052555125[(kA)2s]QK2752.8[(kA)2s]

所以，满足热稳定校验。 (4)动稳定校验：ies800kAish745.82kA

所以，满足动稳定校验。 具体参数如表5.18：

表5.18 具体参数表

计算数据 GN10-10T/6000 UN IN 10kV 6000A UN 10kV 5196.2A 138582（[kA)2s] 745.82kA Imax Qk It2t ies 55125[(kA)2s] 800kA ish 由表可知，所选隔离开关满足选择要求。 2．出线、母联及旁路隔离开关的选择与校验

由于10kV出线、母联及旁路隔离开关的最大工作条件与主变10kV侧应满足相同的要求，故选用相同的设备，而且动、热稳定校验亦满足要求。所以选用-10T/6000型隔离开关。

5.4 电流互感器的选择

电流互感器是电力系统中仪表、继电保护的二次设备获取一次回路电流信息的传感器。它将一次侧的大电流转变为小电流，电流互感器的一次侧接在一次系统，二次侧接测量仪表与继电保护装置等。为确保工作人员在接触测量仪表和继电保护时的安全,电流互感器的每一个二次绕组必须可靠接地，以防绕组间绝缘损坏而使二次部分长期存在高电压。其次电流互感器的二次侧不能出现开路状况，因为开路是互感器成

了空载状态，磁通高出额定时许多除了产生大量铁耗损坏互感器外还在副边感应高压，危害人身安全。

5.4.1电流互感器选择方法

电流互感器的选择主要考虑以下几点：参数选择、型式选择、一次额定电流选择、短路稳定校验、准确等级确定。 1．参数选择

电流互感器应按表5.19所列技术条件选择，并按表中使用环境条件校验。

表5.19电流互感器的参数选择

项目 技术 条件 短路稳定性 承受过电压值力 环境条件 正常工作条件 参数 一次回路电压、电流，二次回路电流，二次侧负荷，准确度等级，二次级数量，机械荷载 动稳定倍数、热稳定倍数 绝缘水平、泄露比距 环境湿度、最大风速、相对湿度、污秽、海拔高度、地震烈度 电流互感器的二次额定电流有5A和1A两种，一般弱电系统用1A，强电系统用5A，当配电装置距离控制室较远时也可考虑用1A。二次级得数量决定于测量仪表、保护装置和自动装置的要求。一般情况下，测量仪表与保护装置分别接于不同的二次绕组，负责应采取措施，避免互相影响。 2．型式选择

35KV以下屋内配电装置的电流互感器，根据安装使用条件和产品情况，采用瓷绝缘结构或树脂浇注绝缘结构。

35KV以上配电装置一般采用油浸磁箱是绝缘结构的式电流互感器，在有条件时，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，以节约投资、减少占地。选用母线式电流电流互感器时，应注意校核窗口允许穿过的母线尺寸。 3．一次回路电流电压的选择 一次回路电压和电流应满足：

测量用电流互感器，其一次额定电流应尽量选择比回路中正常工作电流大1/3

左右，以保证测量仪器的最佳工作，并在过负荷时使仪表有适当的指示 4．准确级和额定容量的选择

为保证测量仪表的准确度，互感器的的准确级不得低于所供测量仪表的准确级。当所供仪表要求不同准确等级时，应按相应最高级别来确定电流互感器的准确等级下表即是仪表与配套电流互感器的准确等级。

表5.20 仪表与配套电流互感器的准确等级

指示仪表 仪表准确等级 电流互感器准确等级 0.5 0.5 1.0 1.0 计量仪表 仪表准确等级 有功功率表 0.2 0.5 1.0 2.0 无功功率表 1.0 2.0 2.0 3.0 电流互感器准确等级 0.1 0.2或0.2S 0.5或0.5S 0.5或0.5S 0.5 1.0 1.5 2.5 5．热稳定和动稳定校验

（1）只对本身带有一次回路导体的电流互感器进行热稳定校验。电流互感器热稳定能力常以1S允许通过的热稳定电流或一次额定电流的倍数来表示，热稳定校验式为或

It2Qk或KtI1NQk (5.4)

2 （2）动稳定校验包括由同一相的电流相互作用产生的内部电动力校验，以及不同相的电流相互作用产生的外部电动力校验。显然，多匝式一次绕组主要经受内部电动力；单匝式一次绕组不存在内部电动力，其电动力稳定性由外部电动力决定。 内部动稳定校验式为

iesish或2I1NKesish (5.5)

ies和Kes分别表示电流互感器的动稳定电流及动稳定电流倍数。

2L 外部动稳定校验式为:Fal0.51.7310-7ish（N） a 其中：Fal ——作用于电流互感器瓷帽端部的允许力；

L——电流互感器出线端至最近一个母线支柱绝缘子之间的跨距； a——相间距；

0.5——表示电流互感器瓷套端部承受该跨上电动力的一半。

5.4.2 220kV侧电流互感器选择

1．主变220kV侧电流互感器的选择 （1）一次回路额定电压和电流 UNUSN220(KV)

I1N取值比正常工作电流大1/3左右，220KV侧最大负荷为260MVA而变压器最大额定容量为240MVA，故： I1N(2)准确级的选择

作电流、电能测量及继电保护用，准确级选择0.5级。

根据以上三项，选LCW-220户外式电流互感器，其技术数据如表5.21所示：

表5.21 LCW-220参数

额定电准确型 号 流比（A/A） 4×LCW-220 300/5 D/0.5 0.5 2 4 2 20 D/D D 1.2 级次组合 级次 0.5级 1级 负荷 1.2 30 60 60 二次倍数 倍数 数 稳定定倍二次负荷 10%倍数 1s热动稳 (3)热稳定校验

KtI1N2Qk (5.6)

22(KtI1N）（601.2）5184[(kA)2s]QK10.59121112.17[(kA)2s]

满足热稳定校验。 (4)动稳定校验： 动稳定校验

2I1NKesish (5.7)

即：21.260101.8（KA）ish27.007(KA) 满足动稳定校验。

综上，所以LCW-220满足要求。

具体数据见表5.22：

2．母联及旁路电流互感器的选择

由于220kV母联及旁路电流互感器与主变220kV侧的运行条件相同，故选用相同的电流互感器，即LCW-220（4×300/5）型电流互感器。

表5.22 具体数据表

项目 LCW-220 数据 计算数据 UNUSN I1NIgmax 220kV 1200A 220kV 1016A 112.17[(kA)2s] 27.007kA KtI1N2Qk 2I1NKesish 5184[(kA)2s] 101.8kA 2．母联及旁路电流互感器的选择

由于220kV母联及旁路电流互感器与主变220kV侧的运行条件相同，故选用相同的电流互感器，即LCW-220（4×300/5）型电流互感器。

5.4.3 110kV侧电流互感器选择

1．主变110kV侧电流互感器的选择 （1）一次回路额定电压和电流

电流互感器一次回路最大持续工作电流： UNUSN110(kV)

取值比正常工作电流大1/3左右，110KV侧最大负荷为260MVA而变压器额顶容

4240量为240MVA，故：I1N≈1.680（kA)

33110 由于本设计中主变容量偏大，又受设备的，所以选择1.2kA （2）准确级的选择

作电流、电能测量及继电保护用，准确级选择0.5级。

综上，初选LCWD—110型电流互感器，其技术数据如表5.23所示： (3)热稳定校验

KtI1N2Qk

22(KtI1N）（751.680）15876[(kA)2s]QK9.1282183.32[(kA)2s]

满足热稳定校验。

表5.23 LCWD-110电流互感器技术数据表

10%倍数 型 号 额定电流比 （A/A） 级次 组合 准确级次 二次负倍数荷（Ω） （倍） 0.5 1.2 1.2 20 75 15 150 1S热稳定倍数（倍） 动稳定倍数（倍） LCWD-110 2×600/5 D1/D2/0.5 D1 D2 (3)热稳定校验

KtI1N2Qk

22(KtI1N）（751.680）15876[(kA)2s]QK9.1282183.32[(kA)2s]

满足热稳定校验。 (4)动稳定校验： 动稳定校验

2I1NKesish

即： 满足动稳定校验。 综上，所以LCWD—110满足要求。 具体数据见表5.24：

表5.24具体数据表

数据 项目 LCWD—110 计算数据 UNUSN 110kV 1200A 110kV 1680A 83.32[(kA)2s] 23.276kA I1NImax KtI1N2Qk 2I1NKesish 2．母联电流互感器的选择

15876[(kA)2s] 365.38kA 由于110kV母联电流互感器与主变110kV侧的运行条件相同，故选用相同的电流互感器，即LCWD—110型电流互感器。

5.4.4 10kV侧电流互感器选择

1．主变10kV侧电流互感器的选择 （1）一次回路额定电压和电流 电流互感器一次回路最大持续工作电流 UNUSN10(kV)

I1N取值比正常工作电流大1/3左右，10kV侧最大负荷为25MVA而变压器额顶容量为240MVA，故：

I1N由于本设计中主变容量偏大，又受设备，所以选择略大的6kA。 （2）电流互感器种类和型式选择

35kV以下屋内配电装置的电流互感器，根据安装使用条件及产品情况，采用瓷绝缘结构或树脂浇注绝缘结构。35kV及以上配电装置一般采用油浸瓷箱式绝缘结构的式电流互感器，常用L（C）系列。采用树脂浇注绝缘结构的电流互感器，安装地点是屋内。 （3）准确级的选择

作电流、电能测量及继电保护用，准确级选择0.5级。

选择LBJ-10/6000型电流互感器，其技术数据如表5.25所示：

表5.25技术数据表

二次负荷 额定电流比型 号 （A/A） 次 0.5 1 3 （kA有效值） 准确级1S热稳定电流动稳定电流（kA峰值） LBJ-10/606000/5 00 0.5 1D 2.4 2.4 50 90 (4)动稳定校验：

动稳定校验: 2I1NKesish

即：26.92890881.8（KA）ish745.82(kA) 满足动稳定校验。

综上，所以LBJ-10/6000满足要求。

2．10kV母联电流互感器的选择

由于10kV母联只在一台主变停运时才有大电流通过，与10kV母线侧电流互感器相同，所以同样选择LBJ-10/6000型电流互感器。

5.5 电压互感器的选择

电压互感器与电流互感器作用类似，主要功能是把一次侧高电压转变为二次侧的低电压以满足测量仪表及保护装置等的要求。目前广泛使用的电压互感器有电磁式及电容分压式两种。其中电磁式电压互感器容量很小类似一台小容量变压器，一般用于低压线路；而电容分压式电压互感器则更能适应高压要求且体积和成本都相对较少。

5.5.1电压互感器选择方法

1．种类和型式的选择

6～35kV户内配电装置一般采用油浸或浇筑式电压互感器;110kV～220kV配电装置当容量和准确等级满足要求时，适宜采用电容式电压互感器，也可采用油浸式；500kV均为电容式。

三相式电压互感器投资较少，但仅20kV以下才有三相式产品。三相五柱式电压互感器广泛用于3~15kV系统，而三相三柱式由于其一次侧三相中性点不能接地无法测得对地电压所以很少采用。 2．额定电压的选择

电压互感器的电压的选择详见表5.26： 注：Ux——系统额定电压。 3．接线方式的选择

在满足二次电压和负荷要求的条件下，电压互感器应尽可能采用简单接线。 4．准确等级的确定

电压互感器在哪一准确等级下工作，需根据接入的测量仪表，继电器和自动装置等设备对准确等级的要求确定。

5.5.2 220kV侧电压互感器选择

⑴型式：采用电容式电压互感器，作电压，电能测量及继电保护用。 ⑵额定电压： U1N220kV U2N100/3V

⑶准确等级：用于保护、测量、计量用，其准确等级为0.5级。 查阅相关设计手册，选择电压互感器型号：JCC2—220。

额定变比：

2200.1//0.1kV 33表5.26 电压互感器额定电压选择

二次电压型式 一次电压（V） （V） 接于一次线电压上（如V/V接法） 第三绕组电压（V） Ux 100 —— 100/3, 中性点非直接接地系单相 接于一次相电压上 统 100/3 Ux/3100/3 中性点直接接地系统 100 三相 Ux 100 100/3 5.5.3 110kV侧母线电压互感器选择

⑴型式：采用串联绝缘瓷箱式电压互感器，作电压、电能测量及继电保护用。 ⑵额定电压：

U1N110kVU2N0.1/3V

⑶准确等级：用于保护，测量、计量用，其准确等级为0.5级。 查阅相关书籍，选定PT的型号为：JCC-110型电压互感器。 额定变比为：

1100.1//0.1kV 335.5.4 10kV侧电压互感器选择

⑴型式：采用油浸式绝缘结构电压互感器，作同步、测量仪表和保护装置。 ⑵额定电压： U1N10kV U2N0.1kV

⑶准确等级：用于保护、测量以及计量用，其准确等级为0.5级。查阅相关书籍 ，选定电压互感器型号：JDJ—10 额定变比为：10/0.1kV

5.6 母线的选择与校验

5.6.1概述

母线是由高导电率的铜、铝等材料制成的，用以汇集、分配和传送电能的导线。其一般采用矩形或圆形截面。 1．母线型式

母线按外形和结构大致分为以下三类硬母线（矩形母线、槽型母线、管型母线等）；软母线（铝绞线、铜绞线、扩径母线等）；封闭母线（共箱母线、分相母线等）。本变电站母线采用硬导线，其三种形式（矩形、槽形、管形）母线的特点如下： ⑴矩形导线

单片矩形导体具有集肤效应系数小、散热条件好、安装简单、连接方便等优点，一般用于工作电流小于2000A的回路中。

多片矩形母线集肤效应系数比单片导体大，所以附加损耗加大。因此载流量不是随导体片数增加而成被增加的，尤其是每相超过三片以上时，导体的集肤效应系数显著增大。在工程实用中多片矩形导体适用于工作电流小于等于4000的回路。当工作电流为4000A以上时，导体则应选用有利于交流电分布的槽形或圆管形的成型导体。 ⑵槽形导线

槽形母线机械强度好，载流量较大，散热条件好，集肤效应系数小，安装也比较方便，在回路持续电流为4000～8000A时，一般用双槽形导体，大于上述电流值时，由于会引起钢件结构严重发热，故不推荐使用。 ⑶管形导线

管形母线集肤效应系数小，机械强度高，管内可通水和通风冷却，因此，可用在8000A以上的大电流母线。户外配电装置使用管形导体，具有占地面积小、结构简明、布置清晰等优点。另外，由于圆形表面光滑，电晕放电电压高，因此可用于110KV及以上的配电装置中。 2．母线截面的选择和校验

硬导体母线应根据具体情况，按下列技术条件分别进行选择或校验：（1）工作电流、（2）经济电流密度、（3）电晕、（4）动稳定或机械强度、（5）热稳定按环境条件校验有：（1）日照、（2）环境温度、（3）风速、（4）海拔高度。

一般情况下除配电装置的汇流母线及较短导体（20m以下）按最大长期工作电流

选择截面外，其余导体的截面一般按经济电流密度选择。按经济电流密度选择母线截面可使年综合费用最低。年综合费用包括电流通过导体所产生的年电能损耗费、导体投资和折旧费、利息等，综合这些因素，使年综合费用最小时所对应的母线截面称为经济截面，对应的电流密度称为经济电流密度。本设计母线的截面按经济电流密度选择。母线的经济截面可由下式决定：

Sj式中：Sj——经济截面（mm2）；

Iwmax (5.8) JIwmax——正常工作时的最大长期工作电流；

J——经济电流密度（A/mm2）。

经济电流密度J与年最大负荷利用小时数Tmax有关，本设计中各级电压侧年最大负荷利用小时数取Tmax=4000小时/年。

5.6.2 220kV母线的选择与校验

1.导体截面积的选择

正常工作时的最大长期工作电流：Iwmax1.05 故，IxuIw.max661.3285(A)

查经济电流密度曲线，当Tmax =5500h时，经济电流密度J0.92(Amm2)，则

I661.3285Sjwmax718.8353(mm2)。

J0.92选择LGJ-120圆管形铝锰合金导体作为母线，其技术数据如下表5.27所示。 2. 导体截面的校验

（1）当环境温度为25℃时，导体最高允许温度为70℃时，查表得综合修正系数为K=1.00,则按长期发热允许电流校验 KIal1.0019001900(A)662(A) （2）热稳定校验。

SminQd7010696.1678(mm2)9(mm2) C87240103661.3285(A)

3220设导体工作温度为70℃，查《电力工程电气设计手册》表8—8，C=87,则满足短

路时发热的最小导体截面为：

其中 S——导体的载流截面（mm2） Qd——短路电流的热效应（A2•s） C——与导体材料及发热温度有关的系数。 所以满足热稳定要求。

表5.27技术数据表

导体最高允许温导体尺寸导体截面D1∕D2(mm) (mm2) 度为下值时的载流量(A) 70℃ 80℃ 截面系径数W(cm) 3惯性半惯性矩J(cm) 4rj(cm) Φ80∕72 9 1900 15 17.3 2.69 69.2 （3）按电晕电压校验。110KV及以上的线路、发变电所母线均应以当地气象条件下晴天不出现全面电晕为控制条件，使导线安装处的最高工作电压小于临界电晕电压。即 ：

UgU0U084m1m2k23nr0k0a10.301lgjjrdr02.5p103273trk0102(n1)sindn 式中 Ug ——回路工作电压（kV）；

U0——电晕临界电压（kV，线电压有效值）；

k——三相导线水平排列时，考虑中间导线电容比平均电容大的不均匀系数，一般取0.96；

m1——导线表面粗糙系数，一般取0.9； m2——天气系数、晴天取1.0，雨天取0.9；

n ——每相导线根数，对单根导线n=1； d ——间距（cm）； r0——导线半径（cm）； δ——相对空气密度； P——大气压力（Pa）；

t——空气温度（℃），t=25-0.005H； H——海拔高度（m）；

a——相间距离（cm）；

n ——每相导线根数，对单根导线n=1； k0——次导线电场强度附加影响系数；

rd——导线的等效半径（cm），单根导线rd= r0 电晕校验：Ug1.05UN1.05220231kV 其中：n=1，r0=2.02cm，t=25℃,a=200cm,

r k010(11)sin1

d12.51.0131051030.98 27325 U0840.91.00.960.982312.020.3011.26200370(kV) 1lg12.022.020.98 因为U0370kVUg231kV，所以满足电晕校验条件。

5.6.3 110kV母线的选择与校验

1．导体截面积的选择

正常工作时的最大长期工作电流：

Iwmax1.052401322.6570(A)

3110故，IxuIw.max1323(A)

查经济电流密度曲线，当Tmax =5500h时，经济电流密度J0.92(Amm2)，则

I1322.6570Sjwmax1437.6707(mm2)。

J0.92 选择LGJ-120圆管形铝锰合金导体作为母线，其技术数据如表5.28所示：

表5.28技术数据表

导体最高允许温度为下值时的载导体尺寸D1∕D2(mm) 导体截面(mm2) 70℃ 80℃ 流量(A) 截面系数W(cm3) 惯性半径惯性矩J(cm4) rj(cm) Φ110∕100 19 2569 2217 41.4 3.72 228 2. 导体截面积的校验

（1）当环境温度为25℃时，导体最高允许温度为70℃时，查表得综合修正系数为K=1.00,则按长期发热允许电流校验： KIal1.0025692569(A)1323(A) （2）热稳定校验。

正常运行时导体温度为70℃，由《电力工程电气设计手册》表8—8，C=87,则满足短路时发热的最小导体截面为：

SminQd3910671.7816(mm2)19(mm2)， C87 所以满足热稳定要求。 （3）按电晕电压校验

n=1，r0=2.69cm，t=25℃,a=200cm Ug1.05UN1.05110115.5(KV)

2.5p2.51.0131053100.98 273t27325k01r0r2(n1)sin102(11)sin1 dndn23ajjnr00.301U084m1m2k1lg390kv k0rr0d 可知，U0Ug，故满足检验要求。

5.6.4 10kV母线的选择与校验

1．导体截面积选择

正常工作时的最大长期工作电流： Iwmax1.059010355.9600(A) 310 故，IxuIw.max56(A)

查经济电流密度曲线，当Tmax =5000h时，经济电流密度J0.92(Amm2)，则

I55.9600Sjwmax5930.3913(mm2)。

J0.92槽形母线机械强度好，载流量较大，集肤效应系数也较小，一般用于4000～8000A的配电装置中，故此处选择槽形铝导体，相关数据见表5.29：

表5.29技术数据表

截面尺寸（mm） h 200 b 90 l 10 r 14 双槽导体截面S (mm2) 6870 集肤效应系数 Kf 1.175 7550 导体载流量（A） 2.导体截面的校验

（1）当环境温度为25℃时，导体最高允许温度为70℃时，查表得综合修正系数为K=1.00,则按长期发热允许电流校验：KIal1.0075507550(A)56(A) （2）热稳定校验。设正常运行时导体温度为：

2Iw562max 0（al0）25(7025)49（℃） 22(KIal)7550查《电力工程电气设计手册》表8—9，得C=95,则满足短路时发热的最小导体截面为：SminQKKfC27191061.175594.9767(mm2)6870(mm2)

95 所以满足热稳定要求。 （3）动稳定校验

导体短路时产生的机械应力一般均按三相短路校验。校验应满足的要求为：

phtw ；xu (5.9)

式中：

——短路时导体产生的总机械应力（N/cm2）； ph——短路时导体相间产生的最大机械应力（N/cm2）；tw——短路时同相导体片间相互作用的机械应力（N/cm2）；

xu——导体材料的允许应力，其值见《电力工程电气设计手册——电气一次部分》表8-10

由于三相导体布置在同一平面的矩形导体，相间应力按下式计算： ph17.248103l22ish aW式中 l——绝缘子间跨距（cm）； a——相间距离（cm）；

W——导体的截面系数（cm3），见《电力工程电气设计手册——电气一次部分》表8-12及8-13；

相间距离：a=0.5m， 冲击电流：ish105kA 取绝缘子跨距l=1.5m。

所以，phtw5020502(N/cm2)xu6860(N/cm2)，满足动稳定要求。

综上，所选的槽形铝导体满足要求。 3.高压电器选择结果，如表5-30：

表5.30 高压电器选择结果

电压互感器型项目 断路器型号 隔离开关型号 电流互感器型号 号 220kV侧 LW1—220/2000 GW4—220/2000 LCW-220 JCC2—220 110kV侧 LW-110Ⅱ/3150 GW4—110D/2000 LCWD—110 JCC-110 10kV侧 SN4—10G/6000 GN10-10T/6000 LBJ-10 JDJ—10

6变压器保护

6.1 概述

在电力系统中，由于发电机、输电线路以及用户对电压等级有不同需求，电压等级要多次变换。而变压器即担负着转变电压等级的重要使命，可见变压器的重要性，它的安全可靠运行直接关系到整个电网的稳定可靠运行，同时变压器也是非常贵重的设备，因此为变压器配备可靠有效的继电保护装置是十分必要的。变压器保护

6.1.1变压器的故障及异常状态

1. 变压器外部故障

变压器外部故障是指变压器油箱外部绝缘套管及其出线上发生的各种故障。主要有：绝缘套管闪络或破碎而发生的单相接地（通过外壳）短路，引出线之间发生的相间故障等。

针对变压器外部故障应配备的继电保护有：纵联差动保护、电流速断保护。 2. 变压器内部故障

变压器内部故障是指变压器油箱里面发生的各种故障。主要有：各绕组之间发生的相间短路，单相绕组部分线匝之间发生的匝间短路，单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障等。

针对变压器内部故障应配备的继电保护有：差动保护和重瓦斯保护。 3．各种不正常运行状态

变压器的各种不正常运行状态及相应的保护大致如下： （1） 变压器油面下降，应装设轻瓦斯保护。

（2）由于变压器外部相间短路引起的过电流，应装设过电流保护、复合电压启动的过电流保护、负序电流及单相式低电压启动的过电流保护。对于升压变压器和系统联络变压器在采用前几种保护不能满足灵敏度及选择性要求或是500kV系统联络变压器高中压侧还应装设阻抗保护。

（3）外部接地短路引起的过电流和中性点过电压

①在中性点直接接地的电力网内，如变压器中性点接地运行，应装设零序电流保护； ②对自耦变压器和高、中压侧中性点都直接接地的三绕组变压器，应增设零序方向保护；③当电力王中部分变压器中性点接地运行，为防止发生接地短路时，中性点接地的变压器跳开后中性点不接地的变压器仍带接地故障继续运行，应根据具体

情况，装设专用的保护装置，如零序过电压保护，中性点装发电间隙加零序电流保护等。

（4）由于过电压后低频等引起的变压器过励磁故障，应装设过励磁保护 （5）由于负荷长时间超过额定容量而引起的过负荷，应装设过负荷保护，以便有必要是自动减负荷或跳闸。

6.1.2 变压器保护装设的原则（220～500kV）

（1）反应变压器油箱内部各种故障和油面下降的瓦斯保护。瓦斯保护分重瓦斯和轻瓦斯保护，重瓦斯保护动作于跳闸，轻瓦斯保护只动作于信号。对于带负荷调压变压器，调压开关也应装设瓦斯保护。

（2）为保护变压器的引线、套管以及内部的各种短路故障，应装设纵连差动保护。纵连差动保护应瞬时动作并跳开变压器的各侧断路器。

为提高220kV以上大型变压器差动保护的可靠性，差动保护可采用双重化配置。双套差动保护可采用相同原理，也可采用不同原理。

（3）为保护变压器外部相间短路引起的过电流，并作为变压器内部相间短路故障的后备，应装设相间故障后备保护。因220～500kV变压器外部及内部相间短路的几率较小，故相间后备保护应简化配置。首先应考虑采用简单的电流/电压保护作为相间故障后备，当电流/电压保护不能满足灵敏度或需要满足保护配合的要求时，可考虑装设阻抗保护。

（4）220～500kV变压器的500kV和220kV侧为中性点直接接地系统，应装设单相接地短路保护，作为变压器内部和外部单相接地故障的后备保护。

220kV变压器的中压侧和低压侧、500kV变压器的低压侧为中性点非直接接地系统时，应装设单相接地保护，动作于信号或跳闸。

（5）装设反应变压器各侧绕组过负荷的过负荷保护，动作于信号。

（6）500kV变压器应装设反应变压器铁芯磁通密度的过励磁保护，在轻度过励磁时发出信号，在严重过励磁时切除变压器。

（7）变压器应装设下列辅助保护：

①冷却系统故障、油温升高超过允许值时，应动作与信号或跳闸。 ②变压器绕组温度过高超过允许值时，应动作与信号或跳闸。 ③有载调压变压器，调压系统故障应动作与信号或跳闸。

④变压器油箱的压力释放装置动作，应动作与信号或跳闸。

6.2 瓦斯保护

瓦斯保护是变压器油箱内各种故障的主要保护，其动作迅速、灵敏度高、安装接线简单。实践证明，凡是油箱内故障瓦斯保护几乎都有反应。尤其是在变压器发生铁芯故障。匝间短路等情况，反应电气量的继电保护装置往往灵敏度不够或是根本不反应，此时主要靠瓦斯保护的可靠性是提高整套变压器保护可靠性的关键。但瓦斯保护不能反应油箱以外的套管及引出线等部位上发生的故障，因此瓦斯保护可作为变压器的主保护之一，与纵差动保护互相配合、相互补充，实现快速而灵敏地切除变压器油箱内外及引出线上发生的各种故障。

气体继电器是构成瓦斯保护的主要原件，它安装在油箱与油枕之间的连接管道上，这样油箱内产生的气体必须通过气体继电器才能流向油枕。为了不妨碍气体的流通，变压器安装时应使顶盖沿气体继电器的方向与水平具有1%-1.5%的升高坡度，通往继电器的连接管道有2%-4%的升高坡度。

瓦斯保护有时会出现误动，其主要原因如下：一是由气体继电器本身结构上的缺陷造成的，如铝杯漏油、水银触点损坏等；二是由于运行和维护不当造成的，如油的流速整定不正确、连接电缆绝缘损坏等；三，地震也有可能造成瓦斯保护的误动作。瓦斯保护的接线对其运行的可靠性也有很大影响，因此要提高瓦斯保护的可靠性，必须从改进气体继电器的结构、改进瓦斯保护的接线、加强维护等方面入手。

瓦斯保护的原理接线，上面的触点表示“轻瓦斯保护”，动作后经延时发出报警信号。下面的触点表示“重瓦斯保护”，动作后起动变压器保护的总出口继电器，使继电器跳闸。当变压器油箱内部发生严重故障时，由于油流的不稳定可能造成干簧触点的抖动，此时为使断路器能可靠跳闸，应选用具有电流自保持线圈的出口中间继电器KHO,动作后由断路器的辅助触点来解除出口回路的自保持此外，为防止变压器换油或进行试验时引起重瓦斯保护误动作跳闸，可利用切换片XS将跳闸回路切换到信号回路。

为提高瓦斯保护的可靠性除了采用可靠的接线之外，对继电器安装、整定都要严格的按照有关进程进行。气体继电器安装在露天环境下，运行条件很差。对气体继电器要精心维护，及时处理缺陷。气体继电器的引出电缆要采用防油型控制电缆，接线盒要防水、防潮措施，防止接线端子发生接地。

6.3相间故障后备保护

变压器相间故障后备保护的作用主要是防御外部相间短路引起的变压器过电流，其保护范围延伸到母线和线路。保护的整定值和动作时间要与相邻元件的保护相配合。为缩短保护的动作时间和满足选择性的要求，保护可带方向。不带方向或方向指向变压器的相间故障后备保护，对变压器内部和引线的相间故障也有保护作用。变压器相间短路后备保护带延时动作与相应的断路器。

6.3.1配置原则

⑴66kV及以下变压器采用过电流保护，作相间短路后备保护。

⑵110～220kV降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，用过电流保护不能满足灵敏度要求时，采用负荷电压启动的过电流保护或复合电流保护。

⑶阻抗保护，对220kV以上的变压器，当系统保护间配合有要求时，可采用阻抗保护，保护配置要简化。

本次设计中，220kV降压变压器采用过电流保护即可满足要求。

6.3.2配置方式

对降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，根据各侧接线、连接的系统和电源情况的不同，应配置不同的相间故障后备保护，该保护宜考虑能反映电流互感器与断路器之间的故障。

单电源三绕组降压变压器相间短路后备保护应装设于低压侧和电源侧。低压侧保护可设两端时限，以较短时限断开低压侧母联或分段断路器，以较长时限断开变压器低压侧断路器。当母联或分段断路器上装有解列保护时，低压侧保护只设一个时限，只断开变压器低压侧断路器。电源侧相间短路后备保护应设两段时限，以较短时限（应考虑与低压及中压侧保护配合）断开中压侧断路器，以较长时限断开变压器各侧断路器。

6.3.3过电流保护整定计算

过电流保护主要用于降压变压器，作为防御外部相间短路引起的变压器过电流和变压器内部相间短路的后备保护。

⑴两台变压器并列运行，考虑切除一台时，余下变压器所产生的过负荷电流，两台变压器容量相同，故最大负荷电流：IL,max

m2240 In1031.205（kA）m12-13230 式中 IL,max——最大负荷电流；

m——并列运行变压器台数，取2；

In——每台变压器额定电流。

为了保证选择性，过电流保护的动作电流应能躲过可能流过变压器的最大负荷电流，即

IopKrelIL,max (6.1) Krna 式中 Krel——可靠系数，取1.3； Kr——返回系数，取0.9； na——电流互感器变比，此处取1。

⑵保护灵敏系数校验：Ksen(2)IK,minIopna≥1.3

(2) 式中 IK,min——后备保护区末端两相金属性短路时流过保护的最小短路电流。

由第四章可知，当110kV母线发生两相金属性短路时短路电流最小，所以：

(2)IK,min=0.960×5.0204=4. 812（kA）

所以：Ksen(2)IK,minIopna(2)IK,minKrKrelIL,max4.8120.92.761.3

1.31.205符合灵敏度要求。

6.4 接地故障后备保护

110kV及以上中性点直接接地电网连接的降压变压器、升压变压器和系统联络变压器应装设接地短路后备保护。其目的是作为变压器内部、引线、母线和线路接地故障的后备保护。变压器的接地保护方式与变压器的形式、中性点接地方式以及所连接系统的中性点接地方式有关。

6.4.1配置原则

220kV变压器配置两段式零序过电流保护，每段各带两个时限。

第一段的动作电流和延时，与相邻元件零序电流保护的第一段相配合，以较短的时限动作，缩小故障影响范围。第二段的动作电流与延时，与相邻元件零序保护的后备段相配合，以较短的时限动作于缩小故障影响范围，以较长时限断开变压器各侧断路器。

6.4.2整定计算

（1）零序电流继电器的整定

① I段零序过电流继电器的动作电流应与相应线路零序过电流保护第I段或第II段或快速主保护相配合。

Iop,0,IKrelKbr,IIop,0,1I (6.2)

其中Iop.0.I ——I段零序电流保护动作电流； Kbr,I——零序电流分支系数； Krel——可靠系数，取1.1；

Iop,o,1,I——与之相配合的线路零序保护相关段动作电流。

110kV及220kV变压器Ⅰ段零序电流保护以t1t0t（t0为线路保护配合段得动作时间）断开母联或分段断路器，以按系统配合要求整定的延时t2断开变压器各侧断路器。

②Ⅱ段零序过电流继电器的动作电流应与相应线路零序过电流保护的后备段相配合。

Iop,0,IIKrelKbr,IIIop,0,1II

其中Iop.0.II ——Ⅱ段零序电流保护动作电流； Kbr,II——零序电流分支系数； Krel——可靠系数，取1.1；

110kV及220kV变压器Ⅱ段零序过电流保护以t2t1,maxt断开母线或分段或本侧断路器，t1,max为线路零序过电流保护后段或接地距离保护后备段的动作时间。 （2）灵敏系数校验 ①I段 Ksen3Ik,0,min1.5 Iop,0na其中Ik,0,min——Ⅰ段对端母线接地短路时流过保护安装处的最小零序电流； Iop,0——Ⅰ段零序过电流保护的动作电流。 满足要求 ②Ⅱ段 Ksen3Ik,0,minIop,0na1.5

其中Ik,0,min——Ⅱ段对端母线接地短路时流过保护安装处的最小零序电流；

Iop,0——Ⅱ段零序过电流保护的动作电流。

6.5过负荷保护

为监视过负荷，应根据实际情况在变压器的一侧或几侧装设过负荷保护。

6.5.1过负荷保护装设原则

（1）双绕组变压器，过负荷保护装于高压侧。

（2）单侧电源的三绕组变压器，当三侧容量相同时，过负荷保护只装在高压侧。当三侧容量不相同时，在电源侧和容量较小的一侧装设过负荷保护。 （3）两侧电源的三绕组变压器或联络变压器在三侧均装设过负荷保护。 （4）自耦变压器的过负荷保护与各侧的容量比及负荷分布有关，而负荷的分布又取决于运行方式及负荷的功率因数。故自耦变压器的过负荷保护除按三绕组变压器的过负荷保护配置原则装设外，还要在公共绕组装设过负荷保护。

由于本变电站主变属于单侧电源三绕组变压器，且10kV侧负荷较小。所以本设计过负荷保护应置于220kV侧和10kV侧。

6.5.2过负荷保护动作电流Iop整定

（1）公式：

IopKIn (6.3) Kr 其中 K——可靠系数，取1.05； Kr——返回系数，电磁继电器取0.85； In——保护安装处额定电流 （2）220kV侧：IOPK1.051260In103404（A） Kr0.8523230 （3）10kV侧： IOPK1.05125In103849.04（A） Kr0.852310.56.6 过励磁保护

当变压器的电压升高或系统频率下降时，会出现过励磁现象，轻微的过励磁是允许持续运行的。变压器的过励磁保护，采用由电压与频率比值(U／F)继电器构成的过磁保护装置。变压器出现过励磁时，电压增大，当电压达到继电器动作电压时，可使执行元件动作，发出过励磁信号或直接跳闸。

变压器绕组感应电压为：

U4.44fNBS108

式中f——感应电压的频率，Hz； N——绕组的匝数； B——铁芯的磁通密度，T； S——铁芯截面积，m2。

对于给定的变压器，其绕组匝数N和铁芯的截面积S可视为常数，令

U108，则BK Kf4.44wS则变压器铁芯的工作磁通密度B与U/f成正比。当变压器的电压升高或系统频率下降时，会出现过励磁现象。

过励磁保护应按变压器厂家提供的变压器满载情况下的过励磁曲线整定，其整定原则为尽量使所调整的励磁保护继电器的励磁曲线在变压器过励磁曲线的下方，即变压器运行在过励磁条件下时，励磁保护继电器应能以比它所能承受的更短时间可靠跳开主变各侧断路器。同时，应该保证在正常运行条件下，变压器应有一定的耐受励磁强度的水平，所以励磁保护继电器的启动值一般整定到略大于正常的最高运行值。

过励磁保护分定时限与反时限两种。由于过励磁倍数与允许的时间之间具有反时限特性，理想的过励磁保护也应具有反时限特性。故本设计中采用反时限微机型过励磁保护。

(1)定时限过励磁保护

定时限过励磁保护出口通常发信号，或发信号并作用于减发电机的励磁。需要整定的定值有过励磁倍数Ndz1及动作延时。 1.11.15 NdzlKrel/Kr0.96其中Ndzl——定时限过励磁保护动作过励磁倍数； Krel——可靠系数，取1.1； Kr——系数，取0.96。

关于定时限过励磁保护的动作延时，应按保护的出口方式及被保护的设备情况而定。当保护只作用于信号时，动作延时可整定为6~9S，当过励磁保护出口作用于发信号并减励磁时，其动作延时按躲过发电机的强行励磁时间整定，通常取11S以上。

需要说明的是，定时限过励磁保护的过励磁倍数定值，不应超过铁芯的起始饱和磁密与额定磁密之比。

现代的大型发电机及变压器，其额定工作磁密BN=1.7~1.8T，而起始饱和磁密BS=1.9~2.0T。两者之比是1.1~1.15。因此，定时限过励磁保护的过励磁倍数整定值不应大于1.15。

（2）反时限过励磁保护

由于没有给定变压器的励磁曲线，故此处不进行动作值整定。并网运行的变压器，其电压的频率决定于系统频率。运行实践表明：除了发生系统瓦解性事故外，系统频率大幅度降低的可能性几乎不存在。因此，变压器的过励磁，多由过电压所致。在对反时限过励磁保护进行整定时，应注意一下两点：

①对于设置在发电机机端的发电机及变压器的过励磁保护，其整定值应按发电机及变压器两者中允许过励磁(或过电压)特性曲线较低的进行整定。

②在动作特性曲线上尽量多取几个点进行整定，以确保反时限部分的动作值及动作时间的精度。

反时限动作时间为：T0.18K/(M1)2 其中M(U/f)/(U/f)start；K为整定时间倍数。

当继电器过励磁值U/f大于整定值时，反时限回路开始工作，经上式求出的时间后动作跳闸。

6.7变压器保护装置的选型

用于变压器继电保护装置型式有电磁型、整流型、晶体管型、集成电路型和微机型。在本设计中，主变压器的保护都为微机型保护，但由于资料及能力的，具体保护设备没有选定。下面就简单介绍各型式保护装置的特点。

电磁型和整流型保护装置在电力系统中运行的时间长，制造和运行维护的经验丰富，抗电磁干扰性能强。但保护装置交直流回路的功耗大，动作时间慢，调试工作量大。一般在220kV及以上电力变压器上已不采用了。晶体管型和集成电路型变压器保护装置在我国应用较少，它刚采用不久就被微机保护装置所替代。

7 防雷设计

7.1 概述

雷电放电所产生的雷电流高达数十、甚至数百千安，从而会引起巨大的电磁感应，机械效应和热效应。从电力工程的角度来看，最值得我们注意的两个方面是：雷电放电在电力系统中引起很高的雷电过电压，有时也称为大气过电压，它是造成电力系统绝缘故障和停电事故的主要原因之一；雷电放电所产生的巨大电流，有可能使被击物体炸毁，燃烧，使导体熔断或通过电动力引起机械损坏。

变电所是多条输电线路的交汇点和电力系统的枢纽。变电所的雷害事故比较严重，往往导致大面积的停电。其次，变电设备的内绝缘水平往往低于线路绝缘，而且不具有自恢复功能，一旦因雷国电压而发生击穿，后果十分严重。总之，变电所的防雷保护与输电线路相比，要求更严格、措施更严密可靠。

7.2 直击雷保护

7.2.1 保护对象

屋外配电装置，包括组合导线、母线廊道。

7.2.2 保护措施

a.220及110KV配电装置：装设避雷针或装设避雷针 b.主变压器：装设避雷针 c.屋外组合导线：装设避雷针

7.2.3 避雷针装设应注意的问题

应妥善采用避雷针和构架避雷针，其联合保护范围应覆盖全所保护对象。 根据《电力设备过电压保护技术规程》SDJ7—76规定：

第70条：避雷针（线）宜设的接地装置，避雷针及其接地装置与道路或出入口等的距离不宜小于3m。

第71条：110KV及以上的配电装置，一般将避雷针装在其构架或房顶上；6KV及以上的配电装置，允许将避雷针装在其构架或房顶上；35KV及以下高压配电装置

构架或房顶上不宜装设避雷针。装在构架上的避雷针应与接地网连接，并应在其附近装设集中接地装置。避雷针与主接地网的地下连接点至变压器接地线与主接地网的地下连接点，沿接地体的长度不得小于15m。在主变压器的门型构架上，不应装设避雷针、避雷线。

第72条：110KV及以上配电装置，可将线路的避雷线引接到出线门型架上；35KV配电装置可将线路的避雷线引接到出线门型架上，但应集中接地装置。

7.3 雷电侵入波

7.3.1 保护措施

避雷器结合进线段保护

7.3.2 避雷器的设置

参考《电力设备过电压保护规程》SDJ7—79中的规定：

第7：变电站的每相母线上都应装设阀型避雷器,应以最短的接地线与配电装置的主接地网连接，同时应在其附近架设集中接地装置。

第80条：大接地短路电流系统中的中性点不接地变压器如中性点绝缘按线电压设计，应在中性点装设保护装置。

第83条：与架空线联络连接的三绕组变压器的10KV绕组，如有开路运行的可能，应采用防止静电感应电压危害该绕组绝缘的措施。在其一相出线上装设一只阀型避雷器。

第85条：变电站3～10KV配电装置，应在每相母线和每路架空线上装设阀型避雷器。

故：a.220KV，110KV，10KV每段母线上均装一组避雷器

b.变压器110KV侧每一相上装一个避雷器，10KV侧在一相上装一个避雷器 c.220KV，110KV中性点为分级绝缘且装有隔离开关，故需装一个避雷器

7.4 防雷设计结果

避雷器选择结果如表7.1：

防雷设计表7.1

主变引下线 母线 持续运行电压 220KV FZ-220 FZ-220 146 110KV FZ-110 FZ-110 73 10KV FZ-10 FZ-10 6.6 全所不受雷电的袭击。确保变电站在雷电天气时能够正常稳定运行，保证供电的可靠性。

总 结

本次毕业设计我所做的题目是220KV枢纽变电所电气部分设计，对于变电站部分的设计其实我们并不陌生，上学期期末的电气工程课程设计中的一个题目便是变电站设计。大三下学期学习了“电力系统分析”这门电力方向的专业基础课，虽说有点难学，但经过老师的辛勤教导，上学期和自身的努力，总算是大概学懂了。上学期又学习了电力系统自动化为这学期的毕业设计打下了理论基础。

经过两个多月的努力，我终于完成了这个题目。在此过程中，我从对变电站的生疏，到了解，再到深入研究，第一次完成了一件实际应用的设计，感觉有不少的收获：1.巩固了以前学的专业知识，并在以前的基础上理解的更加透彻，掌握的更加熟练；2.锻炼了自己的实际应用能力，将课本上学到的理论知识和实际生产联系了起来；3.增强了自己解决问题的能力。虽然，在这个过程中我也曾遇到了不少困难，但是在老师和同学们的热情帮助和我自己的不懈努力下，所有的难题都被我逐个解决，我也从中获得了胜利的喜悦，这也让我明白了一个道理:前途是光明的，道路是曲折的，只有靠自己顽强拼搏的精神和坚持不懈的努力才能够到达成功的彼岸。正所谓：天下无难事，只要肯攀登。只要有锲而不舍的精神，就没有办不到的事！

总之，我觉得我的毕业设计做的还是比较成功的，因为我有不小的收获。就快要毕业了，也为我的大学画上一个完美的句号。在此，我还要感谢在我做毕业设计的过程中，给与我帮助的老师和同学。

参考文献

[1]傅知兰. 电力系统电气设备选择与实用计算[M].中国电力出版社 2004 [2]电力工业部.电力规划设计院.电力系统设计手册[M].中国电力出版社 [3]西北电力设计院. 电力工程设计手册[M]. 中国电力出版社 [4]王锡凡. 电力工程基础[M]. 西安交通大学出版社 1998 [6]吴希再. 电力工程 [M]. 华中科技大学出版社 2004 [7]牟道槐. 发电厂变电站电气部分[M]. 重庆大学出版社 2003 [8]陈生贵. 电力系统继电保护[M]. 重庆大学出版社2003 [9]西北电力设计院. 电力工程电气设备手册[M]. 中国电力出版社 [10]陆安定.发电厂变电所及电力系统的无功功率[M].中国电力出版社

[11]AKIRA ONUKI，Phase Transition Dynamics[M].CAMBRIDGE UNIVERSITY PRESS 2005

[12]G.Orelind , “Optimal PID gain schedule for hydrogenerators design

and application” [J] IEEE Trans. on Energy Conversion, Vol.4, No.3, Sept, 19

[13]www.cambridge.org

致 谢

经过两个多月的时间，我顺利的完成了这次毕业设计。从总体上来说，我对自己的成果还是比较满意的，也基本上达到了老师的要求。这段时间我翻阅了许多的书籍，从对变电站的生疏，到了解，再到深入研究，第一次完成了一件实际应用的设计。不过由于本人经历、阅历、实际操作能力有限。难免存在一些不近人意的地方，请各位老师指点。

通过本次设计，不仅丰富了我的专业知识，还让我深深体会到了认识事物的过程。从拿到题目，再查阅资料，对题目进行设计、论证、修改到设计的完成。体现了理论联系实际的重要性。更重要的是这次设计让我学会了让自己完成一件事情，为将来参加工作做好基础。本设计的顺利完成，自己付出了许多劳动，但与老师的细心指教是分不开的。通过本次设计真的从老师那学到了很多的东西老师也会为我们悉心的教导。这一切将在我以后的工作生涯中起着重要的作用。借此机会，向帮助过我的老师，特别是常老师，表示衷心的谢意！

在此过程中，我还要特别感谢给予我帮助的同学、朋友们，是在他们的鼓励、支持下我才会有今天的成绩。

外文资料原文

Design of Grounding Systems in Substations Using a

Mixed-integer

Linear Programming Formulation

ABSTRACT

The main purpose of this paper is the development of an optimization model to design grounding grids in electrical substations. The design of a grounding grid in a substation is formulated as a mixed-integer linear programming problem. The developed optimization model incorporates the constructive characteristics, as well as the technical and security requirements inherent to the construction, installation and operation of these grids. The model includes variables defining the grid characteristics according to the configurations admitted by the designer, which are selected amongst a set of pre-selected grounding designs. The definition of these configurations includes the geometry of the grid, the depth at which the conductors will be installed and the radius of the conductor. A finite number of configurations can be generated before running the optimization process by considering all the variables in accordance with the IEEE Std 80-2000. The optimization problem also includes safety constraints related with the maximum allowed touching and step voltages, which are defined according to the fibrillation discharge limits. These fibrillation discharge limits are defined by IEEE Std 80-2000 for low frequencies (for high frequencies, the limits are not the same as in 50 Hz). The model also includes the equivalent impedance of the transmission line supplying the substation where it will be located the grounding grid to be designed. As a result, the problem outputs Define the most adequate grounding grid among the possible pre-selected configurations. This selection is driven by the total investment and installation costs, corresponding to the objective of the optimization Model. To illustrate the interest of this research, the paper includes a case study based on a real

situation, as an example of a potential application of this approach for engineering grounding design. Finally, it should also be referred that the scope of application of this methodology is potentially very wide given that it is in accordance with the specifications defined by the IEEE Std 80-2000. 1. Introduction

Grounding systems are one of the most important elements of power transmission and distribution system design. The main purpose of grounding grids of power system substations is to maintain reliable operation and to provide protection for personnel and apparatus during fault conditions. Grounding systems also allow controlling harmonics as well as draining fault currents to earth.

A good grounding grid design should be able to maintain the touchand step voltages and the ground potential rise inside the substation within permissible limits, which are defined based on the fibrillation discharge limit. In this paper, the limits considered are taken from IEEE Std 80-2000 for 50Hz faults. Designing grounding systems, building them and putting them in operation is a difficult task. In fact, the soil where the grounding system will be installed will generally be non-uniform. There are usually measuring errors associated with the soil resistivity, and, furthermore, several data and factors that have impact on the performance of the grounding systems are frequently difficult to be considered in simulation models.

These problems impose that the designed value of the grounding system impedance is checked against the measured one as soon as the grounding system is installed. This design problem usually includes variables that are established by the designer in many cases. It is also important to recognize that several design methods using approximated models can lead to high construction costs, and they do not completely ensure safe operation conditions. However, the literature includes appropriate design methods that are able to offer adequate reliability in terms of the results that one can

obtain as, for instance [1–3]. On the other hand, ref. [4] details a model that minimizes the cost of building substation grounding grids.

The problem associated with the grounding system construction in substations has been studied by many researchers that investigated how to optimize the grid design while addressing the related technical problems [5–10]. Other researchers studied the grounding system design problem in terms of searching the most efficient grounding grid, taking into account bi-stratified and multi-stratified soils [8], induced voltages [11], and fault currents [12,13] among others, while considering some cost-benefit approaches.

In this work, we describe a mathematical model to design substation grounding systems based on the approach presented in ref. [1] and on the grounding transmission line model detailed in ref. [14]. This paper outlines the adopted formulation and details the optimization problem that allows selecting a grounding grid configuration including the geometry, the depth and the conductor radius among a large number of possible combinations. Additionally, the model allows the designer to select a complementary electrode system for the transmission line that supplies the substation. This selection is determined by the minimization of the investment cost while fulfilling system technical and safety constraints, namely the maximum allowed touch and step voltages and the ground potential rise.

The developed application requires that the designer prepares a database including all the relevant parameters of the system, all the possible grid configurations and the complementary electrodes that the designer admits to install. The optimization problem includes a linear objective function and linear constraints but the decision variables are binary thus leading to a mixed-integer linear formulation. This mixed-integer linear problem is solved using an application of the Branch and Bound technique available in the commercial platform LINDO [15]. Within the developed model, the touch and step

voltages are computed in accordance with the recommended methodology detailed in the IEEE Std 80-2000 [1].

Apart from this introductory section, Section 2 addresses the field of application envisaged for the developed approach; Section 3 details the proposed methodology, describes the developed mathematical model and the adopted solution approach. Finally, Section 4 presents a case study to illustrate the developed methodology and Section 5 draws the most relevant conclusions.

2. Field of application

The proposed methodology can be used for all grid geometries considered in the Standard IEEE Std 80-2000, obviously taking into account the premises indicated in this standard. Apart from the conformity and coherency with these specifications, it is also important to refer that the adopted optimization technique, LINDO [15], is widely known and well established, thus contributing to ensure the robustness of the whole methodology. In any case, it should be referred that the developed formulation can be easily adapted to other commercial packages available in the market. In any case, it is important to stress that the results do not depend on the modeling language (LINDO) and in fact they would be the same using other optimization platform.

The calculation of the cost coefficients for different grid configurations and for the complementary electrodes indicated in the outlined methodology turns out to be very simple and can be carried out with the help of an Excel calculation sheet. For a new design project it is then necessary to consider the cost of all the new materials for all the possible solutions.

Given the aforementioned indications, the methodology outlined in the next sections of this paper has the same application field as the one referred in the Standard IEEE Std 80-2000.

It is also important to note that this paper opens up a route to other researches in this topic. Although the developed model uses a linear

objective function and linear constraints, non-linear optimization models could also be used to take into account more accurately the behavior of several variables included in the design as, for instance, the soil resistivity. In this case, one should have used other optimization packages available in the market .However，non-linear formulations were not considered as necessary since the developed approach provides good results, as it will be inferred clearly from analyzing the case study presented in Section 4. Therefore, the adoption of non-linear models would certainly lead to an unnecessary higher level of complexity and larger computation time.

Finally, as referred in Section 1, the design of a substation grounding system is very complex due to the number of involved phenomena. One of them comes from the fact that lightning influences the local resistivity of the soil given that, when lightning occurs, non-linear phenomena appear in the soil [18]. Nevertheless ,this is not the only difference regarding the low frequency case . Indeed, the high frequency response of both grounding grids [19,20] and human body [21] are not the same for fast transients and power frequency. This very complex phenomenon was not considered in the research reported in this paper. 3.Proposed methodology 3.1. General description

In order to properly establish the optimization model associated with the design of the grounding grid of a substation it is important to recognize two important aspects:

- in the first place, in a given area one can build different grid configurations characterized by different distances between conductors, by different geometries and also by different excavation depths;

- in the second place, the design of the grounding system should take into account the part of the fault current that returns to the transmission line that supplies the substation. In fact, when a fault occurs in the substation,

this fault current is drained to earth by the grounding grid and part of the fault current returns to the transmission line through the grounding line.

According to the preceding ideas, the objective function of the problem has two components. One of them is associated with the cost of the grounding grid whereas the second one reflects the cost of the complementary electrodes that protect the adjacent transmission lines. These costs include the installation cost as well as the purchasing cost of the required materials.

The formulation uses a number of elements that aim at characterizing electrical and physical environment of the grounding grid to be defined. These elements include the soil equivalent resistivity ，he crashed rock superficial resistivity, the crashed rock superficial thickness, the grid area, the clearing time of the fault current, the ambient temperature and the line equivalent grounding impedance given that a line is simulated with its equivalent electrical circuit including its grounding system. Moreover, the problem has a number of decision variables that are selected so that each grounding grid to be analyzed gets completely defined. These variables include the conductor radius, the geometry of the grid, the number of rods and the depth at which the conductors will be installed. These variables will be used to compute the global cost of the grid installation.

Eventually, we define variables related to the complementary

electrodes of transmission lines connected to the substation. The values taken by these variables will then be used to compute the cost of these complementary systems in order to include them in the objective function.

The mathematical model is established in order to select the most

adequate grounding grid configuration. To perform this selection, we use binary decision variables Xi,j,k,g,f that correspond to the decision of building or not a grounding grid with a specified geometry (defined by the

indices i and j), conductor radius (associated with the index k), number of rods (related to the index g, in case rods are necessary to the grounding grid design) and depth (represented by f). In this way, the optimization problem consists of determining the grid characteristics that are associated with the minimum investment cost while fulfilling the required technical constraints.

The selection of the complementary electrodes is also performed by

means of binary decision variables Yw,q. These variables represent the decision of building or not a complementary electrode in which conductors have a radius represented by the index w, with a configuration q. From an electrical point of view, the impedance of this complementary electrode is in parallel with the line equivalent impedance; at this point the authors consider the return of fault current in the system grid-complementary electrodes. As a result, the optimization problem also provides the geometry of the complementary electrode obtained by means of the minimization of the global investment cost.

Fig. 1 presents the general diagram used to implement the proposed

methodology. In Sections 3.2 and 3.3 we will give more details about the generation of grounding grids and complementary electrode configurations whereas Section 3.4 details the mathematical formulation including the objective function and constraints. Sections 3.5, 3.6 and 3.7 include details on the calculation of cost coefficients and the touch and step voltages, and Section 3.8 describes the adopted solution algorithm. 3.2. Generation of possible grounding grids

Let us assume that the grounding grid will be established in a terrain

with dimensions L*l as indicated in Fig. 2. In order to build all possible configurations of the grid, the designer should specify the maximum number of conductors to be placed along the x-axis and the maximum number to be installed along the y-axis. This means that the simplest configuration could only include four conductors, two in each dimension. As the number of

conductors increases, the resistance of the grounding grid gets reduced.

For this kind of grounding grids, the voltage increases from the center

to the periphery, and it is not considered as equal on all conductors due to the high frequency nature of fault current. To reduce this effect, it is usual to install rods at least on the corners of the grid. These possibilities are illustrated in Fig. 3 assuming a square configuration and a four meshes by four meshes grid.

Finally, in this application we did not consider grounding grids

having circular geometries. This would require changing the procedure adopted to calculate the touch and step voltages. However, it is important to refer that the optimization model detailed in Section 3.4 is still valid, since in fact the calculation of those voltages are performed outside the optimization process.

3.3. Complementary electrodes

Complementary electrodes are defined in this paper as all the

necessary electrodes that should be added to existing grounding line to modify its equivalent grounding impedance.

In order to improve the protection level of the substation, it is very

common to install complementary electrodes in the towers of the lines that supply power to the substation. These electrodes will be denoted as complementary ones and can have different configurations including one, two, three, four, six or more conductors departing from the tower. The characteristics of the soil where these electrodes will be installed can impose placing rods in the extreme points of the conductors. On the left side of Fig. 4 it is sketched one possible configuration of an electrode of a tower represented by the central square and seen from the top. This electrode has four conductors without rods while on the right side the same kind of electrode has rods (represented by black dots) in the extreme points of the conductors. 4.Test case

In this section , we will illustrate the application of the proposed approach to a real case extracted from reference [17]. It corresponds to the design of the grounding grid of a 115 kV/13.8 kV substation in Venezuela with dimensions of 36m×40 m. In the next paragraphs we will give some details on the design of the grid. The complete data of the problem can be obtained from the authors on request. In order to select the most appropriate grounding grid, the following possibilities were considered:

- three geometric configurations: the first one is associated with a 3mesh by 3mesh grid, the second is a 2 mesh by 2mesh grid and the third one is a 1 mesh by 1mesh grid;

- two possible conductor sizes (4/0 AWG and 250 Kcmil);

- two different excavations depths for the grounding grid (0.5 and 0.6 m); - installation of zero, one, two or three rods;

- three configurations for the complementary electrodes of the transmission line.

The different possibilities admitted for the grounding grid are sketched in Fig. 6. In order to spare writing space and also to turn the reading of the text easier, we denoted the binary decision variables X with sequential indices from 1 to 48. This number results from admitting three grid configurations, two conductor sizes, two excavation depths and four possibilities for the number of rods. Fig. 6 sketches 12 possible configurations without rods. Then, each of these configurations can also be used with one, two or three without rods, variables from X13 to X24 represent configurations with one rod, variables from X25 to X36 represent configurations with two rods and finally, from X37 to X48 represent configurations having three rods. Considering the notation detailed in the “List of symbols”, for example, the variable X1,1,1,0,1 represents a configuration with one mesh by one mesh grid, using the first conductor (4/0 AWG), having no extra rods in the grid and established at the depth of 0.5

m. This configuration is denoted as X9 in Fig. 6. Finally, binary decision variables Y1, Y2 and Y3 represent possible configurations of the complementary electrodes of the transmission line.

According to this notation, the mathematical formulation of the optimization problem was built and it is presented in Table 1.

This problem has 48 + 3 binary variables that represent the decisions regarding the grounding grid configurations and the complementary electrodes. The above optimization problemwas solved with LINDO and the final results can be seen in the Table 2.

This solution is associated with a 1 mesh by 1mesh grounding grid using the conductor of size 250 Kcmil, installed at the depth of 0.5 m. In this case, the decision variables associated with the complementary electrodes are all at zero indicating that they were not necessary to improve the safety conditions of the system. The total cost of this grounding system is $43.087,00.

As referred at the beginning of this section, this case study is based on a real grounding grid design for a substation in Venezuela. This grounding grid installed in the substation was designed without using any optimization technique and the installed configuration corresponds to the use of 4/0 AWG conductors at 0.5m of depth. This solution represents an investment cost of 15% higher than the one obtained with the developed approach described in this paper. This illustrates the advantages resulting from using this approach. 5.Conclusions

Engineering design of grounding grid in substations is a very complex process that gets easier if one uses an optimization technique as the one detailed in this paper. This allows us to identify the most adequate design solution driven by the whole cost of the installation subjected to technical and safety constraints that ensure that the maximum allowed touch and step voltages are not violated.

The optimization problem involves geometry aspects , depth of excavation, number of rods and radius of the conductors together with the geometry and size of the complementary electrodes, if these are required. It is important to refer that this approach and the calculation of the touch and step voltages are consistent with the grounding grid design described in the standard IEEE-80-2000. In any case, the model can be improved admitting different geometries for the grounding grid. This would require computing the touch and step voltages taking into account the new geometry as well as the variations of the soil resistivity and the frequency. This is explained because expressions (11) and (12) used to compute the touch and step voltages only apply to grounding grids having square or rectangular geometries. In any case, once these voltages are computed, the formulation of the optimization problem is the same since these voltages are calculated outside the optimization module.

The design of a substation grounding system is very complex due to the number of involved phenomena. One of them comes from the fact that lightning influences the local resistivity of the soil given that, when lightning occurs, non-linear phenomena appear in the soil. Nevertheless, this is not the only difference regarding the low frequency case. Indeed, the high frequency response of both grounding grids and human body are not the same for fast transients and power frequency. This very complex phenomenon was not considered in the research reported in this paper.

The case study detailed in Section 4 to illustrate the developed approach is based on a real designing problem of the grounding grid of a substation in Venezuela and it indicates that it would have been possible to reduce the total installation cost at the same time that all constraints are fulfilled. This indicates that there is a large potential of application for this kind of approaches that would certainly help designers to solve complex problems as the one addressed in this paper.

Acknowledgment

This work has been partially supported by Fundacao para a Ciência e a Tecnologia Grant SFRH/BPD/21035/2004 and Project ISSIW-Intelligence for a Sustainable, Safe, and Inclusive World. Appendix A. List of symbols

In this paper, “grounding resistance” is used for complementary electrodes, whereas “equivalent impedance of the grounding grid” is used for grounding grid according to the IEEE Std 80-2000. The grounding system conforms to grounding grid and grounding complementary electrodes.

外文资料译文

变电站接地设计系统 使用混合整数线性规划的制定

引言

本文的主要目的是开发一个优化模型设计变电站接地网络。变电站接地网的设计可归结为一个混合整数线性规划问题。所开发的优化模型包含了建设性的特点，包括技术和安全要求的内在的建造以及这些接地网络的安装和操作。

这个模型包括根据设计者承认的结构对网络特征的变量定义，它是从一个预先设定的接地设计集中选出的。这些结构包括网络的几何形状、被安装导线的安装深度以及导线的半径。依据IEEE（80-2000）标准考虑所有变量，可以在优化之前生成有限的结构。该优化问题还包括关于最大允许接触和跨步电压的安全限定，这个电压是根据颤动排放值限定的。这个颤动排放值的低频部分是根据IEEE（80-2000）标准设定的，而高频则不总是限定为50Hz。

这个模型还必须包括那些被设计在接地系统中的变电站传输线的等效阻抗。输出结果为从配置中挑选最合理的接地栅极。这个选择受投资和安装成本的约束，要求最优化的模型。要举例说明这个研究的意义，这篇文章含以一种真正的情形为基础的一个案例研究，当作一个工程接地方法的潜在应用程序例设计。

最后，它也应该被提到这个方法的应用范围可能被IEEE std 80-2000 广泛的给定。 1.介绍

接地系统是输配电系统设计中最重要的环节。变电站接地系统的主要目的是保持可靠操作和故障状态下人员和仪器的安全。接地系统还可以控制谐波就像吧电流引入地下一样。

一个好的接地网系统应该能够保持跨步电压和变电站的对地电位升高在允许范围内，而这个范围是基于震荡放电定义的。这篇文章里的是根据IEEEstd80-2000中关于50Hz的故障情况下的标准制定的。设计接地系统，建造并且运行它们是一项困难的任务。事实上安装有接地系统的土壤通常是不均匀的。通常土壤的阻抗有测量误差，并且一些影响接地系统性能的数据很难在仿真模型中考虑。 这些问题表明，接地系统全阻抗的设计价值是检查现在设计的系统是否和已经安装的反应一样快。这个问题通常包括设计师在许多情况下建立的变量。同样重要的

是一些设计采用相似的模型会带来高成本，而它又不能完全确保安全运行。然而文献可以提供一些设计方法，它们可以帮助你从可以获得的方案中找出可靠的，例如【1-3】。另一方面，参考【4】详细介绍了一个模型是如何大幅度减少变电站接地系统建设成本的。

变电站接地系统的问题已经被许多研究人员研究过，他们研究如何如何在解决相关技术问题的同时优化接地系统设计【5-10】。其他研究人员在寻找最有效的接地网接地系统设计方面的问题，考虑到双向分层和多分层土壤[8]，感应电压[11]，故障电流[12,13]等，同时考虑一些成本效益的方法

在这项工作中，我们基于文献【1】和详细介绍接地传输线的文献【14】提出的方法描述了一个数学模型来设计变电站接地系统。本文提出优化的构思及细节问题，以帮助从大量的可能性组合中选择合适的接地网络配置。这些结构包括接地网几何形状，接地深度，以及导线的半径。此外，该模型还允许设计师为变电站的负荷线路选择一个互补的电击系统。这个选择是在满足成本最小的同时保证系统的技术指标及安全来决定的，即最大跨步电压及最大对地电位上升。

所开发的应用程序要求设计者要准备好数据库，这个数据库包括系统的相关的参数、所有可能的电网结构以及设计者所能允许安装的互补电极。该优化问题，包括一个线性目标函数和线性约束，但决策变量是二进制从而导致混合整数线性制定。这种混合整数线性问题的解决使用了一种在商业平台上常见的分支定界技术，如LINDO [15].在设计的模型中的跨步电压的计算在IEEE Std 80-2000 [1]中有详细介绍。除了引言部分，第二节讲述了设想的成熟方法的应用领域；第三节具体讲述 这一方法，介绍了成熟的数学模型和可用的解决方法。 最后,第四节给出了个案研究,开发方法，第五节得出最相关的结论。 2 应用领域

考虑到标准IEEE Std 80-2000，该设计方法可用于所有网格几何学,很明显考虑到表明这个标准的前提。除了整合和相干本规范,所采用的优化技术，LINDO(15),广为知晓并确立也很重要,从而确定整个方法较强的鲁棒性。在任何情况下,是指成熟的公式能很容易地与市场上可用的其他的商业相适应。在任何情况下,要强调的是,研究结果都不取决于建模语言(LINDO),事实上他们使用其他优化平台是相同的。

不同网格配置结构和在显示方法中预示的那样的互补方价值系数的计算是

很简单的,并能够在计算表的辅助下计算出来。对于一新设计项目，必须考虑到所有可能解决方法用到的所有新材料的费用。

如果给出前面提到的迹象，这篇论文下一节描述的方有着与标准IEEE Std 80-2000中提到的一样的应用领域。

需要注意的是，本文为这一问题的其他研究者开辟了一条道路。虽然发达模型使用线性目标函数和线性约束，但是非线性优化模型可以更准确地考虑到设计中几个变数,例如,土壤电阻率。在这种情况下,你应该使用市场上其它可用优化包。然而,非线性公式并未被认为必要的,因为发达的方法提供了良好的结果,正如从第四节的案例分析中清晰地推断出来的一样。因此,采用非线性模型一定会导致一场不必要的更高层次的复杂性和更大的计算时间。

最后,正如第1节提到的，由于涉及现象的数目，变电站接地系统设计较为复杂。其中之一是来源于这样的事实: 如果当闪电发生,非线性现象出现在土壤(18)，闪电影响当地土壤的电阻率。然而,这不是唯一的对于低频率的案例的区别。事实上, 由于快速瞬变、电源频率，高的频率响应接地网络(19、20]和人体(21)是不一样的。这很复杂的现象并没有在这篇论文的研究中讨论。 3. 提出的方 3.1. 总则

为了正确建立与变电站接地的网格设计相关的优化模型,重要的是要承认两个重要方面

--首先，在某个地区内,你可以以异体间的不同距离、不同几何形状和不同的基坑开挖深度建立不同的网格结构；

--第二,接地系统的设计应考虑到故障电流的一部分,故障电流回到提供变电站输电线路。事实上,当变电站发生故障时,该故障电流通过接地网格排向地面,部分故障电流通过接地线返回了输电线路。

根据前面的想法，这一问题的目标函数有两个组成部分。其中之一与接地网格

成本有关，而第二个反映了互补电极的成本,互补电极保护相邻的输电线路。这些成本除了采购所需的材料的成本还包括安装费用。

公式使用大量的元素，这些元素旨在描述的电气和定义为接地电网的物理环境。这些元素包括:土壤等效电阻率、撞坏的岩石表面电阻率、撞坏的岩石表面厚度、

网格区域,清除故障电流的时间,环境温度和线等效接地阻抗如果线模拟包括其接地系统等效电路。此外,这个问题有很多选择的决策变量,以便分析每个接地网格从而得到完全定义。这些变量包括导体半径、网格的几何形状,棒的数量和安装导体的深度。这些变量将被用来计算出网格安装的全球成本。

最后,我们定义与连接变电站的输电线路的互补电极相关的变量。这些变量的值

将被用来计算这些互补系统的成本以将它们包含于目标函数。

数学模型的建立是为了选择最合适的接地网格结构。为了完成这个选择,我们使用二进制决策变量Xi,j,k,g,f，这与是否建立接地网格的决定有关，这里使用了指定的几何学(由指数i和j定义),导体半径(与指数k相关)、棒的数量(与指数g相关,假使棒对接地网格设计是很有必要的)和深(即f)。以这种方式,优化问题包括确定网格特点，网格特点与完成必要的技术的最低投资成本有关。

互补电极的选择也通过二级决策变量Yw,q的方式执行。这些变量代表的是是否决定建立一互补电极，其中导体有一配置为w，指数为w的半径。从电子的观点来看,互补电极的阻抗平行于线等效阻抗：在这一点上,作者发现网格互补电极的故障电流回流。因此,该优化问题也提供了通过最少的全球投资成本获得的几何互补电极。

图1给出了用来实现该设计方法的大体图表。在3.2和3.3节我们会给出更多关于接地网格和互补电极结构的产生的细节，而3.4节介绍了包括目标函数和约束条件的数学公式的细节。3.5、3.6、3.7节包括了计算成本系数和触摸和步骤电压的细节，3.8节描述了采用的算法。 3.2 可能接地网络的产生

我们假定接地网格建立在如图2显示的大小为L*l的区域内。为了建立网格内所有可能的结构, 设计者应该明确导体的最大的数字是放置在x轴,最大数字安装在y轴。这意味着最简单的结构只能包括四个导体,每个维度2个。随着导体的数目增加,接地电阻网格减少。

对于这类接地网格,电压自到周围增长,而且它也不是由于故障电流的高频特性在所有导体都是平等的。为了减少影响,通常至少安装棒在网格的角落里。这些可能性由图3说明，假设一个方形结构和由四个网格分开的四网结构。

最后,在这个应用中，我们并不认为接地网格有圆形结构。这将需要采用计算触摸和跨步电压改变程序。然而,重要的是， 3.4节详细介绍的优化模型仍然是有效的,

因为事实上优化过程是在这些电压计算之外执行的。 3.3 互补电极

本文将互补电极定义为所有必要应该加入现有的接地线来改变其等效接地阻抗

的电极。

为了提高变电站的保护水平,在塔器安装互补电极线给变电站供电时很常见的。我们认为这些电极是互补的,并且从那个塔可以有不同的结构，包括一、二、三、四、六或更多的导体。安装这些电极的土壤的特点可以在导体的极点棒。在图4的左边，它描述了一种从顶部看到的广场的塔德电极的可能结构。这一电极有四个没有棒的导体，右边导体的极点同样的电极有棒(即黑点)。 4 测试案例

在本节中我们将举例说明这个方法应用到实际中，如文献[17]。它应用于委内瑞拉一个36米40米的变电站接地网中，其变比为115kv到13.8kv。在下面的段落中我们会介绍网络设计的一些细节问题。这个问题的完整数据可从作者的要求中得到。 为了选择合适的接地网络，我们考虑了一下可能性：

--有三个几何配置：一个是由三个网孔组成的三网格系统，第二个是双网格的，第三个是单网格的；

--两个可能的尺寸（4/0AWG和250Kcmil）； --接地网两个可能的挖掘深度（0.5米或0.6米）； --安装零个，一个，两个或是三个接地棒； --传输线的三种互补电极；

接地网的的各种可能在图5中有描绘。为了腾出空间，也写把文字更容易阅读，我们把二元决策变量X用1到48连续标示。得到这个数字的前提是承认三个网格配置、两个导体尺寸、两个开挖深度以及四种极棒数目。图六描绘了12种可能的无棒配置。然后，这些配置还可以被使用为一、二、三棒结构。因此，从X1到X12的变量，代表无杆配置，从X13到X24，从X25到X36的变量代表两杆配置，最后，从X37到X48的变量代表三棒配置。符号列表的详细标示法如下介绍，例如X1,1,1,0,1代表一个网格，具有一个网状结构，采用第一种导体型号（4 / 0 AWG）,没有额外的棒，开挖深度为0.5米没有额外的增加。这种配置的就像图六中X9表示的一样。最后二元决策变量Y、Y和Y代表电力传输线可能的互补电极配置。

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根据这个符号，该优化问题的数学提法在表1中都有列出。

这个问题包括3+48个二元变量，它们代表关于接地网配置以及互补电极的使用的决定。上述优化问题由LINDO解决，最终的结果在表2中给出。

这个优化结果是使用一个单网格系统的单网络，使用250 Kcmil型导线，挖掘深度为0.5米。在这个情况下，所有关于互补电极相关的参数都是0，这表示没有提升安全系统性能的必要。这个接地系统的总花费是4308700美元。

正像本节开头所提到的，这个案例是委内瑞拉一个变电站接地系统的实例。这个变电站接地系统没有采用任何优化设计，导线采用4/0AWG型，挖掘深度为0.5米。这个解决方案比本文介绍的开发方法投资成本高15％。这说明了使用优化方法的优点。 5结论

变电站接地系统的工程设计是一个十分复杂的过程，如果使用一些优化技术，就像本文中详细介绍的这种，可以使它变得简单。这使得我们可以在受技术与安全条件的下，在全部安装预算内确定最适当的解决方案，以确保不超过最大的跨步电压。

优化这些技术涉及到几何方面的问题，挖掘的深度、干的数目与导线的半径、互补电极的几何形状与尺寸，如果这些是被要求的。重要的一点是这种方法与跨步电压计算方法同IEEE-80-2000接地网络设计标准中描述的相一致。在任何情况下，不同几何形状的接地网络的模型都可以被改进。这需要在考虑到进的几何结构、土壤电阻率的变化以及频率的情况下计算跨步电压。这是因为表达式（11）与（12）用来计算跨步电压时，只适用于有正方形或长方形几何形状的接地电网。在任何情况下，当计算这些电压时，优化算法的公式是相同的，因为这些电压是在优化算法模块外计算。

由于涉及到许多现象，变电站接地系统的设计非常复杂。比如其中一个现象，雷电会影响土壤的电阻率，当雷电发生是土壤的电阻率会成非线性分布。然而这不只是唯一的区别，就低频状况而言。事实上，人体和接地网对于快速瞬变的电源频率的高频响应是不同的。本文的研究报告并没有分析这一复杂的现象。

基于委内瑞拉的变电站实例第四节详细介绍了开发方法，并且证实它能够在完成所有约束条件的同时减少投资。这表明这个方法在帮助设计人员解决像本文所提到的复杂问题上有巨大潜力。