500KV变电站电气部分毕业设计

来源：好走旅游网

500kV变电站电气部分设计

摘要

随着近些年来我国经济的高速发展，能源的重要性日趋凸显。电力系统在整个行业中所占的比例逐渐增大，现代电力系统是一个庞大且有领导性地位的整体。各类发电厂、变电站分工完成整个电力系统的发电，变电和配电任务。电力系统是国民经济的重要能源部门，而变电站的设计是电力工业建设中必不可少的一个项目。

本毕业设计是500kV（500/220/35）变电站工程电气部分初步设计。其中500kV、220kV侧采用GIS方案，为了保证供电的可靠性和一次性满足远期负荷的要求，按照远期负荷规划进行设计建设，从而保证变电站能够长期可靠供电。

设计过程中完成了500kV枢纽变电站的电气主接线的选择、主变压器选择、电气主接线的拟定、短路计算、电气设备选择、配电装置的规划、继电保护和自动装置的规划和防雷保护的规划等主要工作。本设计书包括原始资料分析、设计说明书、计算书等。

关键词：500kV变电站 GIS方案电气主接线配电装置变压器

THE DESIGN OF THE ELECTRICAL PART ABOUT THE 500KV TRANSFORMER

SUBSTATION

Abstract

China's economy in recent years with the continued development of increasingly highlighted the importance of energy. Power system in the industry increases the proportion of the modern power system is a large and the overall position of leadership. Various types of power plants, substations complete the power system division of power generation, substation and distribution tasks. Power system is an important national energy sector, and substation design is essential for the construction of the power industry as a project.

This graduate design thesis is a (500/220/35 )kV a declining to press to change to give or get an electric shock an electricity parts of first steps design. For the sake of dependable that guarantee the power supply with a request that contented long-term burthen, carries according to the forward the programming proceeding design developments, from but guarantee to change to give or get an electric shock can long-term dependable power supply.

The design process to complete the regional 500kV electrical substation design a part of the content and design, the main lining selection, the development of main power, short circuit calculations, electrical equipment selection, power distribution equipment planning, relay protection and automatic protection devices and mine planning for planning major work. The design of the book including the designing specification, calculating and selecting book and the drawings.

Key words： 500kV substation GIS scheme Main electrical connection

Power distribution equipment Transformer

中文摘要 ....................................................................................... I 英文摘要 ..................................................................................... II 1

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

1.1 引言 ................................................................................ 1 1.2 变电站原始资料分析 ........................................................ 1

2 变电站各电压等级电气主接线选择 ................................... 3

2.1 概述 ................................................................................ 3 2.2 主接线的设计原则及基本要求 ........................................ 3 2.3 电气主接线的选择 ............................................................ 6

3 主变压器的选择 ................................................................. 12

3.1 主变压器选择的有关规定及原则 .................................. 12 3.2 本设计主变压器的选择 .................................................. 13

4 短路计算 .............................................................................. 14

4.1 短路电流计算 .................................................................. 14 4.2 短路电流和短路容量 ...................................................... 14 4.3 短路电流所引起的后果 .................................................. 14 4.4 限制短路电流的措施 ...................................................... 15 4.5 计算结果 .......................................................................... 15

5 电气设备和导体的选择 ..................................................... 16

5.1 电气设备选择的一般要求 .............................................. 16 5.2 断路器的选择 .................................................................. 19

5.3 隔离开关的选择 .............................................................. 21 5.4 互感器选择 ...................................................................... 23 5.5 电抗器的选择 .................................................................. 28 5.6 电容器的选择 .................................................................. 29 5.7 导体的选择 ...................................................................... 30 5.8 避雷器的选择 .................................................................. 31 5.9 配电装置及电气平面布置 .............................................. 32

6 设计计算书.......................................................................... 34

6.1 短路电流计算 .................................................................. 34 6.2 断路器选择 ...................................................................... 38

7 总结 .................................................................................. 40 参考文献 .................................................................................... 41 致谢 ........................................................................................ 42 附录1 外文参考文献（原文） ............................................ 43 附录2 外文参考文献（译文） ............................................ 50

1 绪论

1.1 引言

我国是世界能源消耗大国，煤炭消费总量居世界第一位，电力消费总量居世界第二位，但一次能源分布和生产力发展水平却很不均匀。水能、煤炭主要分布在西部和北部，能源和电力需求主要集中在东部和中部经济发达地区。这种能源分布与消费的不平衡状况，决定了我国的能源配置上必须以大煤电基地、大水电基地为依托。实现煤电就地转换和水电大规模开发。而变电站担负着从电力系统受电，经过变压，然后分配电能的任务，是输送和分配电能的中转站，是供电系统的枢纽，在全国电网中占有特殊重要的位置。近年来，电力在能源和经济发展中的作用日益增长，它已成为现代社会实用最广、需要最快的能源。变电站的合理设计与建设是一个极其重要的组成部分。

针对自己的专业相关性选择了本毕业设计课题：500kV变电站工程电气部分设计，为自己以后的工作打下一定的专业基础，让自己以后能尽快地适应工作，融入工作环境中，更加得心应手的工作，，为以后的工作打下必需的基础。鉴于所学的专业知识有限，只是对变电站电气部分进行初步的设计，初步设计将宏观勾画出工程概貌，控制工程投资，初步设计是工程设计中的主要阶段。设计应基本达到实际工程设计的要求，具有一定的可实践性。

此次设计是在查阅大量有关资料的基础上，综合运用所学理论知识，根据设计任务书提供的资料，结合电力工程设计手册、设计规程、规范等资料进行设计的。主要内容包括有电气主接线方案的确定、电气设备的配置和选择、高压配电装置的设计、还有相关图纸的绘制。500kV变电站的配电装置采用的是GIS，是一种新型的配电装置，所以得更加需要学习关于GIS的资料。

1.2 变电站原始资料分析

变电站规划：该变电站主变压器采用2×750MVA,其电压等级为500/220/35kV 的变压器，500kV 进出线两回，220kV 进出线八回，35kV 无进出线，其中35kV作为站用电源和无功补偿。

无功补偿方案：500kV电压级：为1组高压电抗器，其容量为150Mvar；35kV

电压级：为1组电抗器, 容量为60Mvar；2组电容器，容量为60Mvar。

各级电压的短路电流水平：500kV短路电流水平按63kA考虑；220kV短路电流水平按50kA考虑；35kV短路电流水平按40kA考虑；

设备和导体选择，以及间隔宽度等，均按上述短路电流水平进行校核。本变电站设计占地面积较小，并且性能要优于传统变电站，在有限的资金下尽可能的采用智能型设计方案，故500kV和220kV侧均采用GIS方案设计。

由于本设计500kV变电站采用GIS方案设计，我们首先得对GIS设备有一定的了解。GIS(gas insulated substation)是气体绝缘全封闭组合电器的英文简称。GIS由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等组成，这些设备或部件全部封闭在金属接地的外壳中，在其内部充有一定压力的SF6绝缘气体，故也称SF6全封闭组合电器。GIS不仅在高压、超高压领域被广泛应用，而且在特高压领域也被使用。与常规敞开式变电站相比，GIS的优点在于结构紧凑、占地面积小、可靠性高、配置灵活、安装方便、安全性强、环境适应能力强，维护工作量很小，其主要部件的维修间隔不小于20年。

GIS制造技术在不断进步和发展，各GIS生产厂家围绕着提高经济性和可靠性这两个主要目标，在元件结构、组合形式、制造工艺以及使用和维护方面进行了大量研究、开发。随着大容量单压式SF6断路器的研制成功和氧化锌避雷器的应用，GIS的技术性能与参数已超过常规开关设备，并且使结构大大简化，可靠性大大提高，为GIS进一步小型化创造了十分有利的条件。

GIS设备的优点：

（1）GIS具有占地面积小、体积小，重量轻、元件全部密封不受环境干扰。（2）操作机构无油化，无气化，具有高度运行可靠性。

（3） GIS采用整块运输，安装方便，周期短，安装费用较低；检修工作量小时间短。共箱式GIS全部采用三相机械联动，机械故障率低。

（4）优越的开断性能——断路器采用新的灭弧原理为基础的自能灭弧室（自能热膨胀加上辅助压气装置的混合式结构）,充分利用了电弧自身的能量。

（5）损耗少、噪音低——GIS外壳上的感应磁场很小，因此涡流损耗很小，减少了电能的损耗。弹簧机构的采用，使得操作噪音很低。

2 变电站各电压等级电气主接线选择

2.1 概述

发电厂和变电站的电气主接线是多种主要电气设备（如变压器、隔离开关、断路器、互感器、母线、避雷器等）按一定顺序要求连接而成的，是变换和分配电能的电路，称为变电站一次接线或电气主系统。将电路中各种电气设备统一规定的图形符号和文字符号绘制成的电气连结图，称为电气主接线图。变电站的电气主接线是电力系统接线的主要部分。主接线的确定对变电所的安全、稳定、灵活、经济运行以及对电气设备选择、配电装置布置、继电保护拟定等起决定性作用。由于发电、变电、输配电和用电是同时完成的，所以主接线设计的好坏不仅影响电力系统和变电站本身，同时也影响到工农业生产和人民生活。因此，主接线设计是一个综合性问题。

2.2 主接线的设计原则及基本要求

2.2.1 主接线的设计原则

根据《220---500KV变电站设计技术规程》（DL／T 5218-2005）规定，变电

站电气主接线应根据该变电站在电力系统中的地位、电压等级、回路数、所选设备特点、负荷性质等因素确定，满足运行可靠性，简单灵活，操作方便，节约投资等要求。

变电站在电力系统中的地位和作用

变电站在电力系统中的地位和作用是决定主接线的主要因素，变电站是枢纽变电所、地区变电所、终端变电站、企业变电站还是分支变电站，由于他们在电力系统中的地位和作用不同，对主接线的可靠性、灵活性、经济性的技术要求也不同。

(1）考虑近期和远期的发展规模

变电站主接线设计应根据5-10年电力系统发展规划进行。应根据负荷的大小和分布，负荷增长速度以及地区网络情况和潮流分布，并分析各种可能的运行方式，来确定主接线的形式以及所连接电源数和出线回数。

(2）考虑负荷的重要性分布和出线回数多少对主界线的影响

对一级负荷必须布两个独立的电源供电，且当一个电源失去后，应保证全部

一级负荷不间断供电；对二级负荷，一般有两个电源供电，且当一个电源失去后，能保证大部分二级负荷供电，三级负荷一般只需一个电源供电。

(3）考虑主变台数对主接线的影响

变电站主变的容量和台数，对变电所主接线的选择将产生直接的影响。通常对大型变电所，基于传输容量大，对供电可靠性要求高，因此，其对主接线的可靠性、灵活性的要求也高，而容量小的变电所，其传输容量小，对住接线的可靠性、灵活性要求低。

(4）考虑备用容量的有无和大小对主接线的影响

发、送、变的备用容量是为了保证可靠的供电，适应负荷突增，设备检修，故障停运情况下的应急要求。电气主接线的设计要根据备用容量的有无而有所不同，例如：当断路器或母线检修时，是否允许线路、变压器停运；当线路故障时，允许切除线路、变压器的数量等，都直接影响主接线的形式。 2.2.2 主接线设计的基本要求和步骤

变电站主接线的设计必须满足上述四个基本要求，以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。

我国《变电站设计技术规程》对主接线设计作了如下规定：

在满足运行要求时，变电站高压侧应尽量采用断路器较少的或不用断路器的接线。在200~500kV枢纽变电站中，当500kV出线2回及以上时，一般采用双母线分段带旁路或者3/2断路器接线；当200kV出线超过8回时，一般采用双母线分段接线、双母线接线或者双母线带旁路。在500kV变电站中，35kV配电装置所连接的元件总数不超过8个时，一般采用单母线分段或单母线接线。出线回路数和电源数较多的污秽环境中的变电站，可采用双母线接线。在6~10kv变电站中，一般采用单母线接线或单母线分段接线。

电气主接线的设计伴随着发电厂或变电站的整体设计，即按照工程基本建设程序，经历可行性研究阶段、初步设计阶段、技术设计阶段和施工设计等四个阶段。在各阶段中随要求、任务的不同，其深度，广度也有所差异，但总的设计思路、方法和步骤相同。

1、对原始资料进行综合分析

（1）变电站的情况，包括变电站的类型，在电力系统中的地位和作用，近期及远景规划容量，近期和远景与电力系统的连接方式和各级电压中性点接地方式及可能的运行方式等。

（2）负荷情况，包括负荷的性质及其地理位置、输电电压等级、出线回路数及输送容量等。电力负荷的原始资料室设计主接线的基础数据，应在电力负荷预测的基础上确定，其准确性直接影响主接线的设计质量。

（3）环境条件，包括当地的气温、湿度、污秽、覆冰、风向、水文、地质、海拔高度及地震等因素。这些对主接线中电器的选择和配电装置的实施均有影响，必须予以重视；此外，对重型设备的运输，也应充分考虑。

（4）设备情况。为使所设计的主接线可行，必须对各主要电器的性能、制造能力、供货情况和价格等资料汇集并进行分析比较，保证设计具有先进性、经济性和可行性。

2、确定主变压器的容量和台数

变电站主变压器的容量，一般应按5~10年规划负荷来选择，根据城市规划、负荷性质、电网结构等综合考虑确定。对重要变电站，应考虑当1台主变压器停运时，其余变压器容量在记及过负荷能力允许时间内，应满足Ⅰ类及Ⅱ类负荷的供电；对一般性变电站，当1台主变压器停运时，其余变压器容量应能满足全部负荷的70﹪至80﹪。

变电站主变压器的台数，对于枢纽变电站在中、低压侧已形成环网的情况下，以设置2台主变压器为宜；对地区性孤立的一次变电站或大型工业专用变电站，可设3台主变压器，以提高供电可靠性。

3、主接线方案的拟定与选择

根据设计任务书的要求，在原始资料分析的基础上，根据对电源盒出线回路数、电压等级、变压器台数、容量以及母线结构等，可拟定出若干个主接线方案。依据对主接线的基本要求，从技术上论证并淘汰一些明显不合理的方案，最终保留2～3个技术上相当，又都能满足任务书要求的方案，在进行经济比较。对于在系统中占有重要地位的大容量变电站的主接线，还应进行可靠性定量分析计算比较，最终确定出在技术上合理、经济上可行的最终方案。

4、站用电源的引接方式。 5、短路电流计算和主要电气选择

对所选的电气主接线进行短路电流计算，并选择合理的电气设备。 6、绘制电气主接线图

对最终确定的主接线，按工程要求绘制工程图。

2.3 电气主接线的选择

2.3.1 主接线基本接线形式及特点

电气主接线的型式是多种多样的，可分为单母线接线及单母线分段接线、双

母线接线及双母线分段接线等。

1、单母线接线及单母线分段接线（1）单母线接线

单母线接线供电电源在变电站是变压器或高压进线回路。母线既可保证电源并列工作，又能使任一条出线都可以从任一个电源获得电能。各出线回路输入功率不一定相等，应尽可能使负荷均衡地分配在各出线上，以减少功率在母线上的传输。

单母接线的优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、经济性好，并且母线便于向两端延伸，扩建方便和采用成套配电装置。缺点：①可靠性差。母线或母线隔离开关检修或故障时，所有回路都要停止工作，也就成了全厂或全站长期停电。②调度不方便，电源只能并列运行，不能分列运行，并且线路侧发生短路时，有较大的短路电流。

适用范围：一般只适用于一台发电机或一台主变压器的以下三种情况： 6～10kV配电装置的出线回路数不超过5回； 35～63kV配电装置的出线回路数不超过3回； 110～220kV配电装置的出线回路数不超过两回。

（2）单母分段接线

单母线用分段断路器进行分段，可以提高供电可靠性和灵活性；对重要用户可以从不同段引出两回馈线路，由两个电源供电；当一段母线发生故障，分段断路器自动将用户停电；两段母线同时故障的几率甚小，可以不予考虑。在可靠性要求不高时，亦可用隔离开关分段，任一母线故障时，将造成两段母线同时停电，在判别故障后，拉开分段隔离开关，完成即可恢复供电。

（3）单母线带旁路母线的接线

为了检修出线断路器，但不中断对该出线的供电，可增设旁路母线。当检修电源回路断路器期间不允许断开电源时，旁路母线还可以与电源回路连接，此时还需在电源回路加装旁路隔离开关。有了旁路母线，提高了供电的可靠性，但旁路系统造价昂贵，同时使配电装置运行复杂化，另外检修母线或母线故障期间中断供电。

2、双母线接线及双母线分段接线（1）双母线接线

双母线接线有两组母线，并且可以互为备用。每一个电源和出线的回路，都装有一台断路器，有两组母线隔离开关，可分别与两组母线连接。两组母线之间的联络，通过母线联络断路器来实现。由于有了两组母线，运行的可靠性和灵活性大为提高。

其优点主要有：①检修母线时不影响正常供电；②检修任一组母线隔离开关时，只需断开此隔离开关所属回路和与此隔离开关相连的该组母线，其他回路均可通过另一组母线继续运行；③工作母线发生故障后，所有回路能迅速恢复供电；④检修任一出线断路器时，可用母线联络断路器代替检修的断路器，回路只需短时停电；⑤调度灵活；⑥扩建方便等特点。

缺点:①在倒母线的操作过程中，隔离开关作为操作电器，容易发生误操作；②检修任一回路的断路器或母线故障时，仍将短时停电；③所使用的设备多（母线隔离开关的数目多），并且使配电装置结构复杂，所以经济性能差。

（2）双母线分段接线

为了缩小母线故障的停电范围，可采用双母线分段接线，用分段断路器将工作母线分为两段，每段工作母线用各自母线联络断路器与备用母线相连，电源和出线回路均匀地分布在两段工作母线上。这种接线具有单母线分段和双母线的特点，比双母线接线具有更高的可靠性和灵活性。正常运行时工作母线工作，备用母线不工作，它是单母线分段接线方式，当一段工作母线发生故障后，在继电保护作用下，分段断路器先自动跳开，而后将故障段母线所连的电源回路的断路器跳开，该段母线所连的出线回路停电；随后，将故障段母线所连的电源回路和出线回路倒至备用母线上，即可恢复供电，这样，只是部分短时停电，而不必短期

停电，仍是单母线分段运行方式。

双母线分段接线主要用于大容量进出线较多的配电装置中，如220KV进出线达10～14回时，就可采用双母线三分段的接线。在330～500KV的配电装置中，也有采用双母线四分段的。

（3）双母线带旁路母线的接线

为了不停电检修出线断路器，双母线可以带旁路母线，用旁路断路器替代检修中的回路断路器工作，使该回路不致停电。这种接线运行操作方便，不影响双母线正常运行，但多装了一组断路器和隔离开关，增加了投资和配电装置的占地面积，然而这对于接于旁路母线的线路回数较多，并且对供电可靠性有特殊需要的场合是十分必要的。

（4）3/2断路器接线

每两个元件（出线、电源）用3台断路器构成一串接至两组母线，称为一台半断路器接线，又称3/2接线，在一串中，两个元件各自经一台断路器接至不同母线，而两回路之间的断路器称为联络断路器。

3/2断路器接线的优点：较高的可靠性、高度的运行灵活性、运行操作方便、设备检修方便。

3/2断路器接线具有上述优点，但选用时应注意：3/2断路器接线各元件之间联系比较紧密，各元件之间可通过中间断路器、母线断路器沟通。如在系统发生故障时，为保障系统的稳定安全运行，要将系统分成几个互不连接的部分，则在接线上不容易实现。不如双母线分段接线可通过母线联络或分段断路器，方便地实现系统接线的分割。

采用3/2断路器接线，当回路数较多时，根据系统运行的需要，可在母线上装设分段断路器，清除上述的欠缺。 2.3.2 主接线方案确定

根据对原始资料的分析以及对主接线的认识，现列出以下三种主接线方案。方案一：500kV侧3/2断路器接线、220kV侧双母线接线、35kV侧单母线接线。 500kV出线两回，而3/2断路器接线使用范围是出线数为2回及以上时，满足主接线的要求。且具备供电可靠、调度灵活、扩建方便等特点。 220kV出线八回，220KV配电装置的接线变化较大,由经验得出采用双母线接线。 35kV进出线两回，

接无功补偿装置和站用变压器，没有供电线路引出。在500KV变电站中，每台主变压器的35KV配电装置互不连接，可考虑选择单母线接线方式。

方案主接线图如图2-1所示：

图2-1 方案一电气主接线

方案二：500kV侧3/2断路器接线、220kV侧双母线带旁路接线，35kV侧单母线接线。

220kV出线八回，由于本回路为重要负荷停电对其影响很大，因而选用双母带旁路接线方式。双母线带旁路母线，用旁路断路器替代检修中的回路断路器工作，使该回路不致停电。这样多装了价高的断路器和隔离开关，增加了投资，然而这对于接于旁路母线的线路回数较多，并且对供电可靠性有特殊需要的场合是十分必要的。

主接线如图2-2所示：

图2-2 方案二电气主接线

图2-3 方案三电气主接线

方案三：500kV侧双母线分段带旁路接线、220kV侧双母线带旁路接线，35kV侧单母线接线。

500kV两回进线，由于本电压等级对系统及其重要，因而选用双母带旁路接线方式。双母线带旁路母线，用旁路断路器替代检修中的回路断路器工作，使该回路不致停电。这样多装了价高的断路器和隔离开关，增加了投资，然而这对于接于旁路母线的线路回数较多，并且对供电可靠性有特殊需要的场合是十分必要的。主接线如上图2-3所示。

现对三种方案列表2-1比较如下：

表2-1 电气主接线方案比较

项目方案方案一：500KV侧3/2断路器接线、220KV侧双母线分段接线，35KV侧单母线接线可靠性灵活性 1.灵活性高； 2.在检修母线或回路断路器时不必用隔离开关进行大量的倒闸操作，并且调度和扩建方便。经济性 1.设备相对多，投资较大，特别是断路器和电流互感器，投资费用大，保护接线复杂。 2.对供电可靠性的特殊性是必要的。 1.设备相对多，投资较大； 2. 旁路系统造价昂贵，同时使配电装置运行复杂化 1.可靠性高； 2．保护及二次回路接线不比母线制接线复杂。方案二：500KV侧3/2断路器接线、220KV侧双母线带旁路接线，35KV侧单母线接线方案三：500KV侧双母线分段带旁路接线、220KV侧双母线带旁路接线，35KV侧单母线接线 1. 可靠性较高； 2. 保护及二次回路复杂。 1.灵活性较好； 2.扩建方便 1.可靠性高； 1.设备相对多，配电装1.各电压级接线方式置复杂，旁路系统造价灵活性都好；昂贵，投资较大； 2. 各种电压级接线2.母线采用双母线分都便于扩建和发展。段带旁路，占地面积增加而且造价高。综合考虑三种电气主接线的可靠性，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方案，故500kV侧3/2断路器接线、220kV侧双母线接线、35kV侧单母线接线。

3 主变压器的选择

3.1 主变压器选择的有关规定及原则

1、绕组数量的确定原则

在具有三种电压的变电站中，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，但在变电站内需设无功补偿设备时，主变压器宜采用三绕组变压器。 2、主变压器台数的确定原则

（1）对于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，变电所以装设两台变压器为宜。

（2）对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所在设计时应考虑装设三台变压器。

（3）对于规划只装设两台变压器的变电站，其变压器基础宜按大于变压器容量的 1—2 级设计，以便负荷发展时，更换变压器的容量。

由前设计说明可知、正常运行时，变电站负荷由500kV系统供电，为提高负荷供电可靠性，并考虑到现今社会用户需要的供电可靠性的要求更高，最终应采用两台750MVA变压器并联运行。 3、变压器容量和型号确定

主变压器容量一般按照变电站建成后五到十年规划负荷选择，并适当考虑到远期十到二十年的负荷发展。 4、绕组连接方式的确定原则

变压器绕组的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能进行并列运行。我国110kV及以上电压，变压器都采用Y0连接；35kV及以下电压等级变压器绕组都采用△连接。

根据选择原则可确定所选择变压器绕组接线方式为Y0/ Y0/△接线。接线组别为：YN，y0,d11。

5、调压方式的确定

为保证供电质量，电压必须维持在允许范围内，调压方式分两种，一种是不带电切换，称无激磁调压，调整范围通常在±2×2.5%以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围达30%，其结构比较复杂，价格较贵，只有以下几

种情况予以选用：

（1）连接到出力变化大的发电厂的主变压器，特别是潮流方向不固定而且要求变压器副边电压维持在一定水平时；

（2）连接到时而为输送端，时而为接受端，具有可逆工作的联络变压器，为了保证供电质量，要求母线电压恒定时；（3）发电机经常低于功率因数运行时。

本变电所的变压器是具有可逆工作的联络变压器，正常情况下为降压方式运行，也可能短时内由220kV系统向500kV系统供电，故选有载调压方式。 6、冷却方式

电力变压器的冷却方式，根据容量和型式的不同，一般有以下几种类型：自然风冷却、强迫风冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却。大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却。

3.2 本设计主变压器的选择

主变型号: OSFPSZ—750000/500 额定容量: 750MVA 容量比: 750 /750 /240MVA 电压比: 525/230±2×2.5%/36kV

短路阻抗: Uk1-2=12%，Uk1-3=48%，Uk2-3=35% 连接组别: YN，y0，d11 调压方式: 有载调压

表3-1 OSFPSZ—750000/500 主变压器参数

主变型号额定容量额定电压短路阻抗型式连接组别

ODFPS-750000/500 750/750/240MVA 525/230±2×2.5%/36kV Uk1-2=12%，Uk1-3=48%，Uk2-3=35% 单相、三绕组自耦、有载调压 YN，y0，d11 13

4 短路计算

4.1 短路电流计算

短路电流计算中，容量和接线均按最终规模计算，短路种类按系统最大运行方式下三相短路较验。本设计设备选择的短路电流是按变电所最终规模及500千伏、220千伏系统阻抗进行计算的。

4.2 短路电流和短路容量

电力系统在运行中,相与相之间或相与地之间发生的非正常连接时流过的电流叫短路电流。三相系统中发生短路的基本类型有三相短路、两相短路、单相对地短路和两相对地短路。三相短路时的三相回路是对称的，所以称为对称短路；其他几种短路时三相电路都是不对称的，故称为不对称短路。当回路短路时，电源供电回路阻抗的减小以及突然短路时的暂态过程，会严重的增大短路电流并可能使其超过回路额定电流的数倍，从而造成设备的损坏。短路电流的大小由短路点距电源的电气距离而决定。

反映电力系统某一供电点电气性能的一个特征量叫做短路容量。表达式为：

Wk= UNIK 式中，Wk--短路容量，MVA；

UN--短路点正常运行故障前的线电压，kV IK --发生三相短路故障时的短路电流，kA

若UN 、IK 取标么值UN*和IK*、则该点短路容量的标么值为Wk= UN* IK*；

由于UN接近于1, 所以WK的倒数即该供电点的短路阻抗标么值为:X=ZN= kK*；

4.3 短路电流所引起的后果

（1)短路电流往往会伴随产生电弧，电弧不但会烧坏故障元件本身，还可能

会烧坏周围设备伤及周围人员。

(2)当巨大的短路电流通过导体时，不但会使导体大量发热，造成导体过热甚至熔化，还会产生巨大的点动力，使导体变形或损坏。

(3)短路会引起系统电压大幅度降低，尤其是靠近短路点处的电压，这将导致用户的供电遭到破坏。网络电压的降低，还会使供电设备的正常工作受到损坏，也可能导致工厂的产品报废或设备损坏，如电动机过热受损等。

(4)电力系统中出现短路故障时，系统电压的严重下降和功率分布的突然变化，会破坏各发电厂并联运行的稳定性，使整个系统解列。会导致某些发电机可能过负荷，因此，必须切除部分用户。短路时电压下降的越大，持续时间越久，对整个电力系统稳定运行破坏也越大。

4.4 限制短路电流的措施

为了确保系统的安全可靠运行，减少短路的影响，除了在操作和维修时应尽量减小短路的可能，还应尽快地切除短路故障部分在短时间内恢复系统电源到正常值。因此需要采用动作快速的断路器和继电保护，以及装设有自动调节励磁装置的发电机等。

(1)对短路电流做出正确的计算, 根据短路电流合理选择及校验电气设备, (2)正确地选择继电保护的整定值和熔体的额定电流，使速断保护装置在发生短路时，能快速切断短路电流，减少损失。

(3)加强线路维护并保证架空线路施工质量，始终保持线路弧垂一致并符合规定。

(4)在变电站安装适合的避雷设备，减少雷击损害。 (5)及时清除导电粉尘，防止导电粉尘进入电气设备。

(6)在电缆埋设处设置标记，如果有人在附近挖掘施工，要派专人看护，并向施工人员说明电缆敷设位置，以防止对电缆造成损坏形成短路。

(7)加强管理, 防止小动物进入配电室，造成对电气设备的损害。 (8)电力系统的运行和维护人员应认真学习规程，严格遵守规章制度，正确操作电气设备，禁止带负荷拉刀闸、带电合接地刀闸，线路施工，维护人员的工作完成后，应立即去除接地线。要经常对线路、设备进行巡视检查，及时发现缺陷，迅速进行检修。

4.5 计算结果

表4-1 短路电流结果

三相短路 500KV母线 220KV母线 35KV母线

If (KA) 3.66KA 6.57KA 13.95KA 15

ich （KA） 9.33KA 16.75KA 35.75KA

5 电气设备和导体的选择

5.1 电气设备选择的一般要求

5.1.1 一般原则

1、应该满足正常运行、检修、断路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展；

2、应当按当地环境条件校验； 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、选用的新产品均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格。 5.1.2 技术条件

1、额定电压

通常，规定一般电气设备允许的最高工作电压为设备额定电压的1.1～1.5倍，而电气设备所在电网的运行电压波动，一般不超过电网的额定电压的1.5倍。因此，在选择电气设备时，一般可按照电气设备的额定电压UN不低于装置地点电网额定电压UNS的条件选择，即：

uNuNS2、额定电流

电气设备的额定电流IN是指在额定环境温度0下，电气设备的长期允许电流IN应不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流Imax，即

INImax

应为发电机、调相机和变压器的额定电流的1.05倍；若变压器有可能过IN

负荷运行时，Imax应按负荷确定（1.3～2倍变压器额定电流）。回路的最大持续工作电流Imax按下式计算：

Imax=1.05S3UN

S ——母线最大流通容量；UN——变压器出口侧额定电压(KV)。 3、开断电流的选择

主变压器高压侧断路器额定开断电流满足：

INbrIpt

\"当断路器较系统短路电流大很多时，简化计算可用INbrI进行选择

INbr——高压断路器的额定电流；

Ipt——开断瞬间的短路电流周期分量；

I\"——断路电流值。

4、断路器关合电流的选择

主变压器高压侧断路器额定关合电流满足： INclish ish =21.8it

INcl——断路器的额定关合

ish——短路电流最大冲击电流值 it——短路电流

短路稳定条件 1、校验的一般原则

（1）电器再选定后应该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三相短路时的短路电流。

（2）用熔断器保护的电器可不验算热稳定。 2、短路热稳定校验

短路电流通过电器时，电气设备各部件温度（或发热效应）应不超过允许值。满足热稳定条件为：

It2tQk

Qk—短路电流产生的热效应；

It2—电器允许通过的热稳定电流和时间。

短路电流周期分量引起的热效应Qk按下式计算：

''2Qk =

I010I\"2I\"4t

1222； I''0 ——短路电流在0秒时的周期分量有效值（kA）； I\"2 ——短路电流在2秒时的周期分量有效值（kA）； I\"4 ——短路电流在4秒时的周期分量有效值（kA）t——短路持续时间。

当为多支路向短路点供给短路电流时，不能采用先算出每个支路的热效应

Qk然后在相加的叠加法则。而应先求出电流和，再求总的热效应。在利用式时，

I''20、I\"2、I\"4分别为各个支路短路电流之和，即：

22Qk=I3、动稳定校验

''2010I\"2I\"42212t

电动力稳定是电器承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定条件为：

iesish或IesIsh

式中：ish、Ish—短路冲击电流幅值及其有效值；

ies、Ies—电器允许通过的动稳定电流的幅值及其有效值。

各种高压电气设备的一般技术条件如下图所示:

图5-1 高压电气设备的一般技术条件

5.2 断路器的选择

5.2.1 断路器选择的技术条件

本次设计的变电站为500/220/35kV变电站，有500kV，220kV和35kV三个电压等级，根据规程规定：在220kV-500kV电压等级的配电装置中，主要选用少油断路器、SF6断路器和真空断路器。

高压断路器的操动机构，大多数是由制造厂配套供应，仅部分少油断路器有电磁式、弹簧式或液压式等几种形式的操作机构的可供选择。一般电磁式操动机构需配专用的直流合闸电源，但其结构简单可靠；弹簧式结构比较复杂，调整需求较高；液压操动机构加工精度要求较高，操动机构的形式，可根据安装调试方便和运行可靠性进行选择。

由于本设计为500kV变电站GIS方案要求运行的可靠性高，并且短路时间内不能检修，SF6断路器满足以上的要求，因此选定SF6断路器。 5.2.2 额定电压和额定电流的选择

1、高压断路器的选择

根据断路器的额定电压应大于或等于安装处电网的额定电压即UN额定电流大于或等于最大持续工作电流IN择参数如表所示

（1）500kV侧

UNS，

Imax进行初选，各电压等级断路器选

Imax1.05（2）220kV侧

SN1.05750000909.4A 3UN5003Imax1.05（3）35kV侧

SN1.057500002066.7A 3UN2203Imax1.05根据UN示

SN1.052400004157A 3UN3535-1所

UNS、INImax进行初选，各电压等级断路器选择参数如表

表5-1 所选断路器参数

额定闭合电压型号等级 500kV 5QF-A-3150/50 220kV 2QF-A-2500/40 35kV ZN12-35 电流（kA）（kA） 50 40 80 125 125 300 50 40 120 125 125 300 额定开断流峰值热稳定电流（kA）动稳定电流（kA） 2、500kV侧校验

列出500KV断路器的有关参数，并于计算数据比较。由表5-2可见，所选5QF-A-3150/50合格。

表5-2 500kV断路器选择结果表

计算数据 UNS 5QF-A-3150/50 UN 500kV 909.4A 9.333kA 25.07kA 138.50kAs 2500kV 3150A 50kA 125kA 7500kAs 2ImaxI\" IN INbr ich INc1 Qk I2tt 3、220kV侧校验

列出220kV断路器的有关参数，并于计算数据比较。由表5-3可见，所选2QF-A-2500/40合格。

表5-3 220kV断路器选择结果表

计算数据 UNS Imax 2QF-A-2500/40 220kV UN 252kV 2500A 40kA 125kA 7500kAs 22066.7A 16.75kA 42.7kA 448.9kAs 20

2IN INbr I\" ich Qk INc1 I2tt

4、35kV侧校验

列出35KV断路器的有关参数，并与计算数据比较。由表5-4可见，所选ZN12-35合格。

表5-4 35kV断路器选择结果表

计算数据 UNS ZN12-35 35kV UN 40.5kV 31.5KA 80kA 300kA 72000kAs 2Imax I\" 4157A 35.57kA 90kA 2163.53kAs 2IN INbr INc1 ich Qk It2t 5.3 隔离开关的选择

隔离开关的选择，除了不需要校验开断能力外，其余与断路器的选择相同，因为隔离开关与断路器串联在回路中，网络出现短路故障时，对隔离开关的影响完全取决于断路器的开断时间，故计算数据与断路器选择时的计算数据完全相同。

（1）隔离开关额定电压uN大于电网电压uNS，uNuNS

（2）隔离开关的额定电流IN应大于或等于它的最大持续工作电流Imax，INImax （3）动稳定校验

隔离开关的极限通过电流峰值ies应不小于三相短路时通过断路器的冲击电流ish即iesish （4）热稳定校验

隔离开关的短时允许发热量应不小于短路期内短路电流发出的热量：

It2tQk1、初选

隔离开关也是发电厂和变电站中常用的电器，它需与断路器配套使用。但隔离开关没有灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流和短路电流。隔离开关型式的选择，其技术条件与断路器大致相同。由上节比较计算，初选隔离开关参数如表5-5所示。

表5-5 所选隔离开关参数

动稳定电流电压等级 500kV 220kV 35kV 型号（kA） SSBIII-AW550/3150 2QS-1A-2500/40 GN4-35W 50 100 104 （kA） 14 50 120 热稳定电流有效值3、各电压等级下隔离开关选择结果校验如表5-6、5-7、5-8所示

表5-6 500kV侧隔离开关选择结果表

计算数据 SSBIII-AW550/3150 UNS 500kV 909.4A 138.5kAs 25.07kA 2UN 500kV 3150A 980kAs 50kA 2Imax IN Qk I2tt ich ies 由上表可知：500kV侧隔离开关选择满足要求。

表5-7 220kV侧隔离开关选择结果表

计算数据 2QS-1A-2500/40 UNS Imax Qk 220kV 2066.7A 448.9kAs 42.7kA 2UN 252kV 2500A 7500kAs 100kA 2IN I2tt ich ies 由上表可知：220kV侧隔离开关选择满足要求。

表5-8 35kV侧隔离开关选择结果表

计算数据 GN4-35W UNS 35kV 4157A 2163.53kAs 90kA 2UN 40.5kV 6000A 72000kAs 104kA 2Imax IN I2tt Qk ich 5.4 互感器选择

5.4.1 互感器介绍

1、概况

ies 由上表可知：35kV侧隔离开关选择满足要求。

线路上的电压都比较高直接进行测量非常危险，所以电流互感器就起到电气隔离和变流的作用。电流互感器就是一种特殊的变压器将高电流按比例转换成低电流，电流互感器一次侧接在一次系统，二次侧接测量仪表、继电保护等。电流互感器的接线方式根据其所接负载的运行要求确定，常见的接线方式主要有单相，三相星形和不完全星形。电流互感器的特点是一次线圈串联在电路中，并且匝数很少，所以一次线圈中的电流完全取决于被测电路的负荷电流与二次电流无关，此外电流互感器二次线圈所接仪表和继电器的电流线圈阻抗都很小，所以正常情况下，电流互感器在近于短路状态下运行。

选用要点：

（1）一次侧额定电流应为线路正常运行时负载电流的1.0～1.3倍（2）电流互感器的额定电压不低于所在电网的额定电压UN （3）保证测量仪表的准确度（4）根据需要确定变比与匝数

（5）型号规格选择。先根据供电线路一次负荷电流确定变比，然后再根据实际情况确定需要安装的型号

（6）额定容量的选择。电流互感器二次额定容量应大于实际二次负载，实际二次负荷应为额定二次容量的25%到100%

UNs

2、相关规定

（1）装设在发电机、电力变压器、调相机、厂用馈线、出线等回路中的电度表及所有用于计算电费的电度表用电流互感器，其准确度等级为0.5级。

（2）供运行、监视、估算电能的电度表、功率表和电流表用电流互感器，其准确度等级为1。

（3）供指示被测数值是否存在或大致估计被监视数值的表计用的电流互感器，其准确度等级为3或10级。

（4）保护用电流互感器按用途可分为稳态保护用（P）和暂态保护用（TP）两类：稳态保护用电流互感器的准确级常用有5P和10P，暂态保护用电流互感器的准确级分为TPX、TPY、TPZ三个级别。500kV高压线路负荷很大，为确保系统稳定，需要快速切除故障，其准确级选TPZ。 5.4.2 电流互感器的选择

电流互感器应按下列技术条件选择：

1、按一次额定电流和额定电压选择：

I1NImax ,uNuNS

式中uN、I1N为电流互感器的一次额定电压和额定电流 2、二次额定电流的选择

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。

3、电流互感器种类和型式的选择

在选择互感器时，应根据安装地点（如屋内、屋外）和安装方式（如穿墙式、支持式、装入式等）选择其形式。

4、电流互感器准确级和额定容量的选择

为了保证互感器的准确性，互感器二次侧所接负荷容量S2N大于该准确级所规定的额定容量I2NZ2L

2S2NI22NZ2L I2NZ2L5、热稳定和动稳定校验

2rarrerLrc

It2tQk iesish

各电压等级电流互感器选择参数如表5-9所示

表5-9 各电压等级电流互感器选择参数

额定电压型号（kV） LB2-500 LB-220W LVB-35 500 220 35 2×1250/1 2×1250/1 50/5-10000/1 额定电流比（A）流（kA） 2×25 2×25 75 （kA） 2×62.5 2×62.5 188 （VA） 50 50 50 3s热稳定电动稳定电流额定输出电流互感器回路的仪表及接线如图5-2所示

AWVARWhWARh

图5-2 电流互感器回路的仪表接线图

各电压等级电流互感器校验如表5-10、5-11、5-12所示

表5-10 500KV侧电流互感器选择结果表

计算数据 LB2-500 UNS 500kV 909.4A 138.5kAs 25.07kA 2UN 500kV 2500A 50×3=7500kAs 100kA 22Imax IN Qk I2ttish ies由上表可知，500kV侧电流互感器选择满足要求。

表5-11 220KV侧电流互感器选择结果表

计算数据 LB-220W UNS 220kV 2066.7A 448.9kAs 42.7kA 2UN IN 220kV 2500A 50×3=7500kAs 125kA 22Imax Qk I2tt ish ies 由上表可知，220kV侧电流互感器选择满足要求。

表5-12 35kV侧电流互感器选择结果表

计算数据 UNS LVB-35 35kV UN IN 235kV 5000A 75×3=16875kAs 188kA 22Imax 4157A 2163.53kAs 90kA Qk I2tt ies ish 由上表可知，35kV侧电流互感器选择满足要求。 5.4.3 电压互感器的选择

1、装置种类和形式的选择

电压互感器的形式和种类应根据安装地点和使用条件进行选择。6-35KV配电装置一般采用油浸绝缘结构电磁式电压互感器，110-220KV及以上配电装置，当容量和准确度等级满足需求时，一般采用电容式电压互感器。需要检查和监视一次回路单相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有等三绕组的单相电压互感器组。

对500kV采用的3/2接线，应在每条母线上装设一组单相电压互感器，每回出线上装设一组三相电压互感器；由于500kV配电装置中，通常配有双套主保护，并考虑到后备保护、自动装置和测量的要求，电压互感器应具有三个二次绕组，即两个主二次绕组和一个辅助二次绕组；另外500kV系统广泛采用电容式电压互感器。

2、一次额定电压和二次额定电压的选择

(1) 为保证测量的准确性，电压互感器一次额定电压应在所安装电网额定电压的90%～110%之间。如果用相电压，则为电网额定电压的1/3，即

uNuNS或uNuNS/3

(2) 二次额定电压。对单相电压互感器，一次绕组接于电网线电压时，二次绕组额定电压为100V；一次绕组接于电网相电压时，二次绕组额定电压为100/3V；在电网中性点直接接地系统中，互感器开口三角形辅助绕组额定电压为100V。

3.按准确级和容量选择

在选择时，首先根据仪表和继电器的接线要求选择电压互感器的接线方式，并尽可能将负荷均匀分布在各相上，然后计算各项负荷大小，再按所接仪表的准确级和容量选择电压互感器的准确级和额定容量。对应于测量仪表所要求的最高准确级的电压互感器的额定二次容量S2N应不小于电压互感器的二次负荷容量即：S2NS2

表5-13 电压互感器参数

电容分压器额定电压比总额定电容值pF 外绝缘最小有效爬电距离mm 设备名称额定电压最高工作电压 500kV电容式电压互感器 220kV电容式电压互感器 35kV电容式电压互感器 500/3kV 550/3kV (500/3)/(0.1/3)/ (0.1/3)/0.1 5000 137500 220/3kV 252/3kV (220/3)/(0.1/3)/0.1 5000 6300 35/3kV 40.5/3kV (35/3)/(0.1/3)/ (0.1/3) 5000 1250 电压互感器不必校验其热稳定和动稳定，故所选各个型号电压互感器合格。

JDJWVARWhWARhVVHzVVV图5-3 电压互感器回路的仪表及接线图

5.5 电抗器的选择

在变电站中，通常在高压母线上并联电抗器，以补偿高压输电网的电容和吸收其无功功率，解决高压母线电压偏高问题，并能提高线路的功率因数，降低超高压输电线路的电能损耗和有利于自动重合闸。并联电抗器是超高压电网中普遍采用的重要电气设备。

电抗器应按下列技术条件选择（1）种类和型式的选择

超高压并联电抗器按结构可分为油浸电抗器和干式空芯电抗器，且每种电抗器又分三相电抗器和由单相组成的三相电抗器。目前，超高压系统并联电抗器采用油浸式较多。

（2）额定电压的选择

并联电抗器的额定电压应不低于装置点电网的额定电压，即

uNuNS

表5-14 电抗器技术参数

设备名称 500kV并联电抗器 35kV串联电抗器中性点电抗器型式户外单相油浸式户外单相，干式空心户外油浸式额定电压最高工作电压 550/3kV 额定电流爬电距离附套电流互感器 500/3kV 160A 13750mm 35/3kV 40.5/3kV 100A 1250mm 附套电流互感器 72.5 72.5 28

30A（暂定） 2175mm

电流互感器动稳定校验 iesish

500kV 35kv

ishies160KA ishies100KA

满足条件

5.6 电容器的选择

1.35kV高压并联电容器作用与组成

(1)电容器主要作用是补偿电力系统的无功功率，提高负荷功率因素，减少线路的无功输送，提高电网的输送功率，减少功率损耗，降低电能损耗和改善电压质量以及提高设备利用率.

(2)串联电抗器用来改善供电系统的功率因数，在无功补偿装置投入电网时，可限制其合闸瞬时的涌流和操作过电压，当供电系统中存在高次谐波时，选择适当电抗值的电抗器，可抑制、吸收高次谐波电流。对电力电容器的安全运行，改善系统的电压波形和供电质量有重要的作用。

(3)主要由电容、内置熔丝、串联电抗器等组成。每组电容器容量为60000 KVar，采用双星形接线方式。

2.35kV电容器的选择如下表5-15所示

表5-15电容器参数

35千伏高压并联电容器总容量：60MAvar，单台电容器单元容量为334kVar或500kVar 成套装置接线方式：双/星型接线外绝缘最小有效爬电距离;1250mm

5.7 导体的选择

5.7.1 导体选择原则

(1）导体通常由铜、铝、铝合金制成。载流导体一般使用铝或铝合金。纯

铝导体一般为矩形、槽形和管形；铝合金导体有铝锰合金和铝镁合金两种，形状均为管形，铝锰合金载流量大，但强度较差，而铝镁合金载流量小，但机械强度大，其缺点是焊接困难；铜导体只用在持续工作电流大，且出线位置特别窄或污秽对铝有严重腐蚀的场所。

(2）硬导体截面常用矩形、槽形和管形。单条矩形导体截面最大不超过1250mm2 ，以减小集肤效应，使用大电流时可将2-4条矩形导体并列使用，矩形导体一般只用在35kv及以下、电流在4000A及以下的配电装置中，槽形导体机械强度好，载流量大，集肤效应系数较小，一般用在4000-8000A的配电装置中；管形导体集肤效应系数较小、机械强度高，用在8000A以上的大电流母线或要求点晕发电电压的110kV及以上的配电装置。

(3）软导体常用的有钢芯铝绞线、组合导线、分裂导线和扩径导线，后者多用于330kV及以上配电装置。 5.7.2 导体截面选择

1.按导体长期发热允许电流选择计算式为:

ImaxKIal

(1）本设计中母线的载流量按系统规划要求的最大流通量考虑，按发热条件选择导体截面。

(2）各电压等级设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面。 2.按经济电流密度选择

（1）对于全年平均负荷较大，母线较长，传输容量也较大的回路，均应按经济电流密度选择。

（2）S=

IgJ S：经济截面 Ig；工作电流A J：经济电流密度

（3）查1995年电力部颁发的经济电流密度表按短路热稳定检验

S ICtdzkf

其中 S: 所选导体截面mm2

C: 热稳定系数 Kf: 集肤效应系数

3.500kV导线截面需要进行电晕及无线电干扰校验。 4 .管型母线同时还考虑挠度校验。

本变电站500kV侧选择母线型式为铝合金管硬母线。参数如下表5-16所示

表5-16 导线技术参数

电压kV 回路名称出线 500 主变压器引线出线 220 变压器引线母线暂定回路电流（A） 5132 1126 2559 2673 选用导体导线型号 6063-Φ250/230 2×LGKK-600 2×NAHLGJQ 2×NAHLGJQ LDRE-170/156 2×NAHLGLQ-800/55 2×NAHLGJQ-800/55 2×NAHLGJQ-880/55 载流量（A）～5500 1980 1161 ～5500 ～4700 控制条件由载流量控制由电晕控制由载流量控制由载流量控制由载流量控制和挠度控制由载流量控制变压器进线 35 电抗器回路 2286 ～3000 989.8 ～1500 由载流量控制电容器回路

1336 ～1500 由载流量控制 5.8 避雷器的选择

1.概况

雷电过电压又称为大气过电压或外部过电压，它是由于变配电系统内的设备或建筑物遭受到来自大气中的雷击或雷电感应而引起的过电压。避雷器的作用是限制过电压以保护电气设备，主要类型有：保护间隙，是最简单形式的避雷器；管型避雷器，也是一种保护间隙，它的额外功能是可以在放电后自行灭弧；阀型避雷器，是将单个放电间隙拆分成多个短间隙串联的形式，并增加非线性电阻从而提高保护性能；氧化锌避雷器，利用了氧化锌阀片理想的非线性伏安特性（在大电流时呈低电阻性，限制了避雷器上的电压，在正常工频电压下呈高电阻特性），具有无间隙无续流通流容量大等优点。

2.避雷器的选择

表5-17 220kV、500kV避雷器参数

在5KA波在10KA时冲击电直流1mA头1us陡8/20us雷持续运流残压参考电波冲击击冲击波行电压峰值不压不小残压峰残压峰值（kV）小于于（kV）值不大不大于（kV）于(kV) （kV） 324 146

表5-18 35kV避雷器参数

额定型号电压 (kV) 工频放电电压有效值(KV) 不大于 104 不小于 84 冲击放电电压幅值(KV)不大于(1.5—2.0us) 134 5(kV) 134 10(kV) 148 (kV) 冲击电流残压波形幅值不大于(8/20 us) 灭弧电压 597 152 330 190 862 243 491 304 1137 582 1015 260 (1KA) 520 320 （1KA）型号额定电压（kV）系统额定电压（kV） Y10W1-444/1015 Y1W-100/260 (中性点用） Y10W1-228/565 Y1W-146/320 (中性点用） 444 100 228 146 500 500 220 220 FZ-35 35 41 5.9 配电装置及电气平面布置

配电装置是根据电气主接线的连接方式，由开关电器、保护和测量电器、母线和必要的辅助设备组建而成的总体装置。其作用是在正常运行情况下接受和分配电能，而在系统发生故障时迅速切断故障部分，维持系统正常运行。为此，配电装置应满足下述基本要求：运行可靠；便于操作、巡视和检修；保证工作人员的安全；力求提高积极性；具有扩建的可能。

1.配电装置

500KV 配电装置的布置形式

500kV 户外配电装置采用支持式管形母线中型布置方式。中型布置配电装置是将所有电气设备都安装在同一水平面内，并装在一定高度的基础上，使带电部

分对地保持必要的高度，以便工作人员能在地面上安全活动。中型配电装置布置比较清晰，不易误操作，运行可靠，施工和维护方便，造价较省，并有多年的运行经验。

220kV 装置的布置形式

220kV 户外配电装置采用支持式管母分相中型布置，断路器单列布置，一个方向出线。母线隔离开关采用单柱垂直开启，分相垂直布置于母线下，两组母线隔离开关与断路器之间由下部连线，出线隔离开关采用水平开启式。配电装置间隔宽度：220kV 屋外配电装置采用支持式管母线，间隔宽度取13m，母联和进出线导线相间距离取4m，边相导线至门型构架柱子中心线间的距离取2.5m；设备相间间距取3.5m；边相设备至门型构架柱子中心线间的距离取3.0m。

35kV 的布置形式

35kV 屋内配电装置与屋外配电装置相比较，在经济上两者总投资基本接近，因屋内式电气投资较屋外式略少，而土建投资又稍高于屋外式；但屋内式具有节约用地（较屋外普通中型配电装置可节约70%～75%的土地）、便于运行维护、防污性能好等优点，因此在选型时一般采用屋内配电装置。布置型式采用两层式，所用设备分别布置在两层中，第一层布置断路器，第二层布置母线、隔离开关等较轻设备，这种布置方式与三层式相比，其造价较低、运行和检修较方便，但占地面积有所增加，故选择两层式布置合理。 2.电气平面布置

从站区的进站大门进入，全站一次设备“一”字形四列式布置，自北向南依次为220kV配电装置，35kV 配电装置室、电容器室、并联电抗器、接地变室，主变压器，500kV配电装置。220kV朝北出线，500kV出线向南，35kV电缆东西方向出线。

主控楼位于500kV、220kV配电装置之间东端，进站道路右侧，为两层建筑，首层为电缆间和功能室；二层为主控制室、光纤机房、载波机室、蓄电池室及资料室。警传室、生活楼布置在进站道路左侧，水泵房、消防水池利用站区西侧的空地设置。 35kV开关柜单列布置于35kV室内，站用变压器选用柜式结构置于35kV室内。

6 设计计算书

6.1 短路电流计算

该500kV变电站的主接线图6-1如下：

图6-1 500kV变电站主接线

1.短路电流计算

所选用自耦变压器的阻抗电压值为：UK120012%，UK13B0048%，

UK230035%。选取基准容量SB=100MVA,基准电压U架空线路的单位Uav。

电抗平均值为0.4/km。

UK1UK20000UK3001(UK1221(UK1221(UK13200UK13UK23UK2300UK23UK13UK120000000001(14150109)26.5 210)(14109150)14.5 0210)(15010914)123.5 020)XT1UK1001002UN26.55252197 SN10075034

XT2UN2114.5525253.28(舍去)

100SN100750UK200XT3X*T1UK3UK100100002UN123.552521454 SN100750100SB25.61000.035 SN100750XT2XT3**UK2UK30010000SB14.51000.019 SN100750SB123.51000.165 SN1007501002.三相短路电流计算及结果 500kV侧母线三相短路计算其等值电路图6-2如下：

图6-2 500kV母线处短路等值电路图

500KV 线路电抗标幺值：

X10.265*300*SB/UB20.028

X*S0.002

*转移阻抗：X*500X1*X*S0.0280.0020.030

I*f1X*33.3

500短路电流有名值：

IfI*f*SB33.3*3UB10035253.66(kA)

Ich2KIf2.55*3.669.333(kA)

220kV侧母线三相短路计算其等值电路图6-3如下：

图6-3 220kV母线处短路等值电路图

转移阻抗：

X*220XX1*1*SX*T1X*T20.0350.0190.0020.0280.038

22I*fX*26.3

220短路电流有名值：

IfI*f*SB26.3*3UB10032316.57(kA)

冲击电流：Ich2KIf2.55*6.5716.57(kA)

35kV侧母线三相短路计算

其等值电路图6-4如下：

图6-4 35kV母线处短路等值电路图

转移阻抗：

X*35X1*X*SX*T1X*T30.115 I*f1X*8.7

35短路电流有名值：

IfI*f*冲击电流：IchSB8.7*3UB10033613.95(kA)

2KIf2.55*13.9535.57(kA)

三相短路电流计算结果如表6-1所示

表6-1 三相短路电流计算结果

三相短路 500KV母线 220KV母线 35KV母线

If (KA) 3.66KA 6.57KA 13.95KA ich （KA） 9.33KA 16.75KA 35.75KA 37

6.2 断路器选择

1.高压断路器的选择

根据断路器的额定电压应大于或等于安装处电网的额定电压即UN额定电流大于或等于最大持续工作电流IN择参数如表所示

（1）500kV侧 Imax1.05UNS，

Imax进行初选，各电压等级断路器选

SN1.05750000909.4A 3UN5003（2）220kV侧 Imax1.05SN1.057500002066.7A 3UN2203SN1.052400004157A 3UN3536-2所

（3）35kV侧 Imax1.05根据UN示

UNS、INImax进行初选，各电压等级断路器选择参数如表

表6-2 所选断路器参数

额定闭合电压型号等级 500kV 5QF-A-3150/50 220kV 2QF-A-2500/40 35kV ZN12-35 电流（kA）（kA） 50 40 80 125 125 300 50 40 120 125 125 300 额定开断流峰值热稳定电流（kA）动稳定电流（kA）

2.500kV侧校验

列出500KV断路器的有关参数，并于计算数据比较。由表6-3可见，所选5QF-A-3150/50合格。

表6-3 500kV断路器选择结果表

计算数据 UNS 5QF-A-3150/50 UN 500kV 909.4A 9.333kA 25.07kA 138.50kAs 2500kV 3150A 50kA 125kA 7500kAs 2ImaxI\" IN INbr INc1 ich Qk I2tt 3.220kV侧校验

列出220kV断路器的有关参数，并于计算数据比较。由表6-4可见，所选2QF-A-2500/40合格。

表6-4 220kV断路器选择结果表

计算数据 UNS 2QF-A-2500/40 220kV UN 252kV 2500A 40kA 125kA 7500kAs 2Imax 2066.7A 16.75kA 42.7kA 448.9kAs 2IN INbr INc1 I\" ich Qk I2tt 4.35kV侧校验

列出35KV断路器的有关参数，并与计算数据比较。由表6-5可见，所选ZN12-35合格。

表6-5 35kV断路器选择结果表

计算数据 UNS ZN12-35 35kV UN 40.5kV 31.5KA 80kA 300kA 72000kAs 2Imax 4157A 35.57kA 90kA 2163.53kAs 2IN INbr INc1 I\" ich Qk I2tt 39

7 总结

变电站是电压改变的场所，为了把发电厂发出来的电能输送到较远的地方，必须把电压升高，变为高压电，到用户附近再按需要把电压降低，这种升降电压的工作靠变电站来完成，而随着我国经济的高速发展，长距离输送将会越来越普遍，在输送带电能的途中必会引起大量的损耗，在此刻建设500KV变电站能有效地解决该问题。由于500KV属于超高压，对设备要求非常高，也正是近些年我国所要解决的问题。

这次我所选的设计的内容是关于500KV变电站电气部分的设计，在本次设计过程中，让我对变电站的组成设备有了更深一层的认识，同时也对变电站的设计程序有了一定的了解。以下便是我对该次设计的总结：

（1）在进行设计前先查阅相关资料并对原始资料进行一个详细的分析，以便选出经济最合理的主接线方式。

（2）在选出主接线后，进行主接线图简化，以便进行短路电流的计算，为后续选取配电装置做铺垫。

（3）对配电装置的选择不仅仅是配电装置的额定值大于实际值，而且需要进行动稳定和热稳定的校验，只有在选值和校验均满足的情况下才可选取。

（4）在我进行此次设计之前，我对配电装置没什么太多认识，而就在此次实验中，让我认识了多种配电装置，而且各种配电装置的用途各不相同，不容混淆。

此次设计仅针对电气部分设计，因此设计并不完整，还待工作以后做个进一步的研究和设计。在设计过程中我各种技能都得到了很大的提高，比如对word文档的编写，CAD绘图技巧，主接线图简化等。在完成设计的同时我对我们大学四年所学的专业知识又有了进一步的学习，所学的知识得到了很好的巩固，对我今后走上岗位也打下了良好的基础。这次设计理论联系实际是我获益匪浅，在此也感谢学校给我们提供的这次机会,更感谢老师的耐心辅导！

参考文献

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出版社，2010

[2] 卓乐友.电力工程电气设备手册(电气一次部分) [M].北京:水利电力出版社，2010

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[4] 国家电网公司500kV变电站典型设计[M]. 中国电力出版社，2005 [5] 国家电网公司110-500kV变电站通用设备典型规范[M].中国电力出版社，2006

[6] 330-500kV变电所无功补偿装置设计技术规定 [7] 并联电容器装置设计规范-GB 50227-2008 [8] 高压配电装置设计技术规程 DLT5352-2006 [9] 电气工程CAD制图规则GBT 18135-2008

[10] 孟祥萍，高燕编，电力系统分析，.北京：高等教育出版社，2004 [11] 张保会，尹项根主编.电力系统继电保护.北京：中国电力出版社，2005 [12] 樊灵孟.对我国500KV线路防雷的新思考.中国电力,2004

[13] 黄为源,苏建军.配电线路典型装置图集.北京:中国电力出版社,2002 [14] 熊信银.发电厂电气部分（第三版）[M]. 北京：中国电力出版社，2004.8

[15] 黄为源,苏建军.配电线路典型装置图集[M].北京:中国电力出版社,2002

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[18] M.H Mohammed A riff, M.Z.A Ab Kadir, J.Jasni, R. Mesron, M.T Salahuddin, J. Lamsi. “Evaluation and Assessment of Transformer Failure on 132kV Substation”. 2nd IEEE International Conference on Power and Energy, 2008

致谢

经过三个月的学习与设计，我的毕业设计顺利完成。对于我的毕业设计能够如此成功的完成，是离不开徐江陵老师的，是他给了我细心的教导和督促。在进行毕业设计过程中，我遇到疑点百思不得其解时，便会找徐老师求助，而徐老师也会在最快的时间内给我指明方向，即便是晚上也会出现在办公室为我解开谜团，徐老师的那种对工作的认真负责让我发自内心的佩服，让我不由发自内心的想说：徐老师，我毕业设计能够选到让您来指导是我的荣幸。我也借此机会，向您——我的指导老师徐老师，表示衷心的谢意。

通过此次毕业设计我了解了现代变电站的电能变换过程及其特点，掌握了变电站电气主系统的设计方法，并在分析、计算和解决实际工程能力等方面得到锻炼。同时还进一步熟悉了AutoCAD等一些绘图软件的应用，为以后从事电气设计，运用管理和科研工作，奠定必要的理论基础。

在此次毕业设计中，我学会了很多书本上没有的东西，本着塌实严谨的态度去做毕业设计，查阅相关的资料，在指导老师方老师的指导下，独立了完成所有规定的设计内容。但由于本人水平有限，经验不足，难免有错误，恳请各位老师同学的指导，以便在今后的学习工作中改正。

最后，我还要感谢在我设计过程中，帮助过我的朋友们，是他们给我继续向前迈进的动力，是他们让我体会到了集体的温暖，也正是他们鼓励我，帮助我，我才有今天的成绩。

在此，我再次向我的老师及朋友表示衷心的谢意！

附录1 外文参考文献（原文）

Chapter 11 Freescale’s Scalable Controller Area

Network (S12MSCANV3)

11.1 Introduction

Freescale’s scalable controller area network (S12MSCANV3) definition is based on the MSCAN12 definition, which is the specific implementation of the MSCAN concept targeted for the M68HC12 microcontroller family.

The module is a communication controller implementing the CAN 2.0A/B protocol as defined in the Bosch specification dated September 1991. For users to fully understand the MSCAN specification, it is recommended that the Bosch specification be read first to familiarize the reader with the terms and concepts contained within this document.

Though not exclusively intended for automotive applications, CAN protocol is designed to meet the specific requirements of a vehicle serial data bus: real-time processing, reliable operation in the EMI environment of a vehicle, cost-effectiveness, and required bandwidth.

MSCAN uses an advanced buffer arrangement resulting in predictable real-time behavior and simplified application software. 11.1.1 Glossary 11.1.2 Block Diagram 11.1.3 Features

The basic features of the MSCAN are as follows:

• Implementation of the CAN protocol — Version 2.0A/B — Standard and extended data frames — Zero to eight bytes data length — Programmable bit rate up to 1 Mbps1 — Support for remote frames

• Five receive buffers with FIFO storage scheme

• Three transmit buffers with internal prioritization using a “local priority” concept • Flexible makeable identifier filter supports two full-size (32-bit) extended identifier filters, or four 16-bit filters, or eight 8-bit filters

• Programmable wake-up functionality with integrated low-pass filter • Programmable loopback mode supports self-test operation • Programmable listen-only mode for monitoring of CAN bus • Programmable bus-off recovery functionality

• Separate signaling and interrupt capabilities for all CAN receiver and transmitter error states (warning, error passive, bus-off)

• Programmable MSCAN clock source either bus clock or oscillator clock • Internal timer for time-stamping of received and transmitted messages • Three low-power modes: sleep, power down, and MSCAN enable • Global initialization of configuration registers 11.1.4 Modes of Operation

For a description of the specific MSCAN modes and the module operation related to the system operating modes refer to Section 11.4.4, “Modes of Operation”. 11.2 External Signal Description The MSCAN uses two external pins. 11.2.1 RXCAN — CAN Receiver Input Pin RXCAN is the MSCAN receiver input pin. 11.2.2 TXCAN — CAN Transmitter Output Pin

TXCAN is the MSCAN transmitter output pin. The TXCAN output pin represents the logic level on the CAN bus:

0 = Dominant state 1 = Recessive state

11.2.3 CAN System

A typical CAN system with MSCAN is shown in Figure 11-2. Each CAN station is connected physically to the CAN bus lines through a transceiver device. The transceiver

is capable of driving the large current needed for the CAN bus and has current

protection against defective CAN or defective stations. 11.3 Memory Map and Register Definition

This section provides a detailed description of all registers accessible in the MSCAN. 11.3.1 Module Memory Map

Figure 11-3 gives an overview on all registers and their individual bits in the MSCAN memory map. The register address results from the addition of base address and address offset. The base address is determined at the MCU level and can be found in the MCU memory map description. The address offset is defined at the module level.

The MSCAN occupies 64 bytes in the memory space. The base address of the MSCAN module is determined at the MCU level when the MCU is defined. The register decode map is fixed and begins at the first address of the module address offset.

The detailed register descriptions follow in the order they appear in the register map.

11.3.2 Register Descriptions

This section describes in detail all the registers and register bits in the MSCAN module. Each description includes a standard register diagram with an associated figure number. Details of register bit and field function follow the register diagrams, in bit order. All bits of all registers in this module are completely synchronous to internal clocks during a register read.

11.3.2.1 MSCAN Control Register 0 (CANCTL0)

The CANCTL0 register provides various control bits of the MSCAN module as described below.

11.3.2.2 MSCAN Control Register 1 (CANCTL1)

The CANCTL1 register provides various control bits and handshake status information of the MSCAN module as described below. 11.3.2.3 MSCAN Bus Timing Register 0 (CANBTR0)

The CANBTR0 register configures various CAN bus timing parameters of the MSCAN module.

11.3.2.4 MSCAN Bus Timing Register 1 (CANBTR1)

The CANBTR1 register configures various CAN bus timing parameters of the MSCAN module.

11.3.2.5 MSCAN Receiver Flag Register (CANRFLG)

A flag can be cleared only by software (writing a 1 to the corresponding bit position) when the condition which caused the setting is no longer valid. Every flag has an associated interrupt enable bit in the CANRIER register 11.3.2.6 MSCAN Receiver Interrupt Enable Register (CANRIER)

This register contains the interrupt enable bits for the interrupt flags described in the CANRFLG register.

11.3.2.7 MSCAN Transmitter Flag Register (CANTFLG)

The transmit buffer empty flags each have an associated interrupt enable bit in the CANTIER register.

11.3.2.8 MSCAN Transmitter Interrupt Enable Register (CANTIER)

This register contains the interrupt enable bits for the transmit buffer empty interrupt flags.

11.3.2.9 MSCAN Transmitter Message Abort Request Register (CANTARQ) The CANTARQ register allows abort request of queued messages as described below. 11.3.2.10 MSCAN Transmitter Message Abort Acknowledge Register (CANTAAK)

The CANTAAK register indicates the successful abort of a queued message, if requested by the appropriate bits in the CANTARQ register. 11.3.2.11 MSCAN Transmit Buffer Selection Register (CANTBSEL)

The CANTBSEL register allows the selection of the actual transmit message buffer, which then will be accessible in the CANTXFG register space.

The following gives a short programming example of the usage of the CANTBSEL register:

To get the next available transmit buffer, application software must read the CANTFLG register and write this value back into the CANTBSEL register. In this example Tx buffers TX1 and TX2 are available. The value read from CANTFLG is therefore 0b0000_0110. When writing this value back to CANTBSEL, the Tx buffer

TX1 is selected in the CANTXFG because the lowest numbered bit set to 1 is at bit position 1.

Reading back this value out of CANTBSEL results in 0b0000_0010, because only the lowest numbered bit position set to 1 is presented. This mechanism eases the application software’s selection of the next available Tx buffer. • LDAA CANTFLG; value read is 0b0000_0110 • STAA CANTBSEL; value written is 0b0000_0110 • LDAA CANTBSEL; value read is 0b0000_0010

If all transmit message buffers are deselected, no accesses are allowed to the CANTXFG registers.

11.3.2.12 MSCAN Identifier Acceptance Control Register (CANIDAC)

The CANIDAC register is used for identifier acceptance control as described below.

The IDHITx indicators are always related to the message in the foreground buffer (RxFG). When a message gets shifted into the foreground buffer of the receiver FIFO the indicators are updated as well. 11.3.2.13 MSCAN Reserved Register

This register is reserved for factory testing of the MSCAN module and is not available in normal system operating modes.

11.3.2.14 MSCAN Miscellaneous Register (CANMISC) This register provides additional features.

11.3.2.15 MSCAN Receive Error Counter (CANRXERR) This register reflects the status of the MSCAN receive error counter 11.3.2.16 MSCAN Transmit Error Counter (CANTXERR)

This register reflects the status of the MSCAN transmit error counter. 11.3.2.17 MSCAN Identifier Acceptance Registers (CANIDAR0-7)

On reception, each message is written into the background receive buffer. The CPU is only signaled to read the message if it passes the criteria in the identifier acceptance and identifier mask registers (accepted); otherwise, the message is overwritten by the next message (dropped).

The acceptance registers of the MSCAN are applied on the IDR0–IDR3 registers

(see Section 11.3.3.1, “Identifier Registers (IDR0–IDR3)”) of incoming messages in a bit by bit manner (see Section 11.4.3, “Identifier Acceptance Filter”).

For extended identifiers, all four acceptance and mask registers are applied. For standard identifiers, only the first two (CANIDAR0/1, CANIDMR0/1) are applied. 11.3.2.18 MSCAN Identifier Mask Registers (CANIDMR0–CANIDMR7)

The identifier mask register specifies which of the corresponding bits in the identifier acceptance register are relevant for acceptance filtering. To receive standard identifiers in 32 bit filter mode, it is required to program the last three bits (AM [2:0]) in the mask registers CANIDMR1 and CANIDMR5 to “don’t care.”

To receive standard identifiers in 16 bit filter mode, it is required to program the last three bits (AM [2:0]) in the mask registers CANIDMR1, CANIDMR3, CANIDMR5, and CANIDMR7 to “don’t care.” 11.3.3 Programmer’s Model of Message Storage

The following section details the organization of the receive and transmit message buffers and the associated control registers.

To simplify the programmer interface, the receive and transmit message buffers have the same outline. Each message buffer allocates 16 bytes in the memory map containing a 13 byte data structure.

An additional transmit buffer priority register (TBPR) is defined for the transmit buffers. Within the last two bytes of this memory map, the MSCAN stores a special 16-bit time stamp, which is sampled from an internal timer after successful transmission or reception of a message. This feature is only available for transmit and receiver buffers, if the TIME bit is set (see Section 11.3.2.1, “MSCAN Control Register 0 (CANCTL0)”).

The time stamp register is written by the MSCAN. The CPU can only read these registers.

11.3.3.1 Identifier Registers (IDR0–IDR3)

The identifier registers for an extended format identifier consist of a total of 32 bits: ID [28:0], SRR, IDE, and RTR. The identifier registers for a standard format identifier consist of a total of 13 bits: ID [10:0], RTR, and IDE.

11.3.3.1.1 IDR0–IDR3 for Extended Identifier Mapping 11.3.3.1.2 IDR0–IDR3 for Standard Identifier Mapping 11.3.3.2 Data Segment Registers (DSR0-7)

The eight data segment registers, each with bits DB [7:0], contain the data to be transmitted or received.

The number of bytes to be transmitted or received is determined by the data length code in the corresponding DLR register. 11.3.3.3 Data Length Register (DLR)

This register keeps the data length field of the CAN frame. 11.3.3.4 Transmit Buffer Priority Register (TBPR)

This register defines the local priority of the associated message buffer. The local priority is used for the internal prioritization process of the MSCAN and is defined to be highest for the smallest binary number.

The MSCAN implements the following internal prioritization mechanisms: • All transmission buffers with a cleared TXEx flag participate in the prioritization immediately before the SOF (start of frame) is sent.

• The transmission buffer with the lowest local priority field wins the prioritization.

In cases of more than one buffer having the same lowest priority, the message buffer with the lower index number wins. 11.3.3.5 Time Stamp Register (TSRH–TSRL)

If the TIME bit is enabled, the MSCAN will write a time stamp to the respective registers in the active transmit or receive buffer right after the EOF of a valid message on the CAN bus (see Section 11.3.2.1,“MSCAN Control Register 0 (CANCTL0)”). In case of a transmission, the CPU can only read the time stamp after the respective transmit buffer has been flagged empty.

The timer value, which is used for stamping, is taken from a free running internal CAN bit clock. A timer overrun is not indicated by the MSCAN. The timer is reset (all bits set to 0) during initialization mode. The CPU can only read the time stamp registers.

附录2 外文参考文献（译文）

第11章飞思卡尔的可扩展控制器区域网络

11.1介绍

飞思卡尔的可扩展的控制器局域网的定义是基于MSCAN12定义，这是有针对性的M68HC12微控制器系列的概念MSCAN的具体实施。

飞思卡尔控制器局域网是一种通信控制器，它按照 1991年9月定义的Bosch规范执行CAN 2.0A/B协议。为了全面了解MSCAN规范，我们建议首先阅读 Bosch 规范，熟悉本文档包含的一些条款和概念。

尽管CAN协议并非是汽车应用的专用协议，但它旨在满足车辆串行数据总线的特定规范，如实时处理、车辆在EMI环境中的可靠运行、成本高效性和所需带宽等。

MSCAN使用先进的缓冲器安排，实现了可预测的实时性，并简化了应用软件。 11.1.1术语表 11.1.2框图 11.1.3特性

MSCAN的基本特性如下 : • 实施CAN协议—2.0A/B 版 — 标准和扩展数据帧 — 0-8 字节数据长度 — 高达1Mbps的可编程比特率1 — 支持远程帧

• 5个具有 FIFO 存储机制的接收缓冲器

• 3个具有使用“本地优先”概念的内部优先顺序的发送缓冲器

• 灵活可掩码标识符滤波器支持2个全尺寸（32位）扩展标识符滤波器或4个16 位滤波器或8个8位滤波器

• 集成低通滤波器的可编程唤醒功能 • 可编程环回模式支持自测操作

• 可编程监听模式用于CAN总线监控 • 可编程总线脱离恢复功能

• 独立的信号和中断功能适用于所有CAN接收器和发射器错误状态（警报、错误严重状态、总线脱离）

• 可编程MSCAN时钟源，采用总线时钟或振荡器时钟 • 内部计时器提供给接收和发送的报文的时间标签 • 三种低功耗模式：睡眠、关机和MSCAN使能 • 配置寄存器的全局初始化 11.1.4工作模式

对于具体MSCAN模式的说明，并且模块的操作及相关的系统操作模式见于第11.4.4节“工作模式”。 11.2外部信号描述 MSCAN 使用两个外部管脚

11.2.1 RXCAN — CAN接收器输入管脚 RXCAN 是 MSCAN 接收器输入管脚。 11.2.2 TXCAN — CAN发射器输出管脚

TXCAN是MSCAN发送器输出管脚。TXCAN输出管脚代表CAN总线上的逻辑层： 0 = 显性状态 1 = 隐性状态 11.2.3 CAN系统

图 11-2显示了一个具有MSCAN的典型。CAN系统每个CAN节点通过收发器物理连接到CAN总线线路。收发器能够驱动CAN总线所需的大电流，并具有对故障CAN或故障节点的电流保护。 11.3 内存映射和寄存器定义

本节详细描述MSCAN模块中的所有寄存器和寄存器位。 11.3.1模块内存映射

图11-3给出了MSCAN存储器映射所有的寄存器及其各个位的概述。寄存器地址结果来自基地址加上地址偏移量。基地址是在单片机内确定，并且可以在MCU存储器映射描述中找到。地址偏移被定义在模块级。

该MSCAN有64字节存储器空间。MSCAN模块的基本地址在MCU制造时固定在MCU模块级。寄存器解码图是固定的，开始于模块地址偏移的第一个地址。

寄存器顺序按照它们在寄存器映射中出现的顺序排列。 11.3.2注册说明

本节详细描述了所有的寄存器和MSCAN模块中的寄存器位。每一个描述包括相关图形编号的标准寄存器示意图。寄存器位和字段功能的详细与寄存器图中位顺序一致。模块中的所有寄存器的所有位与内部时钟寄存器读取过程是完全同步一致的。

11.3.2.1 MSCAN控制寄存器 0

CANCTL0寄存器提供了如下所述的MSCAN模块的各种位控制。 11.3.2.2 MSCAN控制寄存器 1

CANCTL1寄存器如下所述提供了MSCAN模块的各种控制位和握手状态报文。 11.3.2.3 MSCAN总线计时寄存器 0

CANBTR0寄存器配置MSCAN模块的各种CAN总线计时参数。 11.3.2.4 MSCAN总线计时寄存器 1

CANBTR1寄存器配置MSCAN模块的各种CAN总线计时参数。 11.3.2.5 MSCAN接收器标志寄存器

每个标志只有在造成该设置的条件不再有效时才能通过软件清除（将1写入相应位位置）。每个标志在CANRIER寄存器中都有相关的中断使能位。 11.3.2.6 MSCAN接收器中断使能寄存器

该寄存器包含用于CANRFLG寄存器中描述的中断标志的中断使能位。 11.3.2.7 MSCAN发送器标志寄存器

每个发送缓冲器空标志在CANTIER寄存器中都有相关的中断使能位 11.3.2.8 MSCAN发送器中断使能寄存器

该寄存器包含发送缓冲器空中断标志的中断使能位。 11.3.2.9 MSCAN发送器报文中止请求寄存器 CANTARQ寄存器中止报文发送队列的请求。 11.3.2.10 MSCAN发送器报文中止确认寄存器

CANTAAK寄存器表示成功中止报文发送队列的请求，如果由CANTARQ寄存器中的适

当位请求的话。

11.3.2.11 MSCAN发送缓冲器选择寄存器

实际发送报文缓冲器的CANTBSEL选择，该缓冲器可以在CANTXFG寄存器空间访问。

下面给出了一个CANTBSEL寄存器使用的简短编程示例。

Tx 为了获得下一个可用发送缓冲器，应用软件必须读取CANTFLG寄存器，并将该值重新写入CANTBSE寄存器。在该示例中，Tx缓冲器TX1和TX2可用。从 CANTFLG 读取的值因此为0b0000_0110。当该值重新写入CANTBSEL 时， CANTXFG 中选择Tx缓冲器TX1，因为设置为1的最低位处于位1。从CANTBSEL重新读取该值会导致 0b0000_0010，因为只有设置为1的最低位显示。这种机制简化了应用软件选择下一个可用Tx缓冲器的逻辑。 • LDD CANTFLG；读取值为 0b0000_0110 • STD CANTBSEL；写入值为 0b0000_0110 • LDD CANTBSEL；读取值为 0b0000_0010

如果取消了所有发送报文缓冲器选择，则不允许访问CANTXFG缓冲器寄存器。 11.3.2.12 MSCAN标识符验收控制寄存器

CANIDAC寄存器如下所述用于标识符滤波器验收控制。

IDHITx 指示器总是与前景缓冲器（RxFG）中的报文有关。当报文被转移到接收器 FIFO 的前景缓冲器时，指示器也相应更新。 11.3.2.13 MSCAN注册说明

该寄存器保留用于MSCAN模块的工厂测试，而不是在正常的系统工作模式。 11.2.2.14 MSCAN其他寄存器这种寄存器提供了一些其他功能。 11.3.2.15 MSCAN接收错误计数器

该寄存器反应MSCAN接收错误计数器的状态。 11.3.2.16 MSCAN发送错误计数器

该寄存器反应MSCAN发送错误计数器的状态。 11.3.2.17 MSCAN标识符接收寄存器

一旦接受，每条报文将写入后台接收缓冲器。只有当报文通过了标识符接收

和标识符掩码寄存器中的滤波，CPU才被告知读取报文（接受），否则报文会被下一条报文覆盖（丢弃）。

MSCAN的接收寄存器采用逐位方式（参见 11.3.3.1，“标识符接收滤波器”），应用于IDR0 –IDR3寄存器 ( 参见11.4.3，“标识符寄存器”)。对于扩展标识符，要应用所有四个接收和掩码寄存器。对于标准标识符，只应用前两个（CANIDAR0/1、CANIDMR0/1）。 11.3.2.18 MSCAN标识符掩码寄存器

标识符掩码寄存器指定标识符接收寄存器中的哪些相应位与接收过滤比较。为了在 32 位滤波器模式中接收标准标识符，需要把掩码寄存器CANIDMR1和CANIDMR5中最后三个位（AM[2:0]）编程为 “不比较”。为了在 16 位滤波器模式中接收标准标识符，需要把掩码寄存器CANIDMR1、CANIDMR3、CANIDMR5和CANIDMR7中的最后三个位（AM[2:0]）编程为“不比较” 。 11.3.3 报文存储模式

下面这一节详细介绍了接收和发送报文缓冲器的结构，以及相关控制寄存器。简化了程序员界面，接收和发送报文缓冲器的轮廓相同。每个报文缓冲器都在包含 13 字节数据结构的存储器映射中都分配16个字节。

我们还为发送缓冲器定义了一个发送缓冲器优先级寄存器。在该存储器映射的最后两个字节中，MSCAN保存一个特殊的16位时间标签，采样于报文成功传输或接收后的内部计时器。如果设置了TIME位，这种功能只出现于发送和接收器缓冲器 ( 参见11.3.2.1，“MSCAN 控制寄存器 0 (CANCTL0)”)。时间标签寄存器由MSCAN写入。CPU只能读这些寄存器。 11.3.3.1 标识符寄存器

扩展格式标识符的标识符寄存器共由 32 个位组成； ID[28:0]、 SRR、IDE 和 RTR 位。标准格式标识符的标识符寄存器共由 13 个位组成； ID[10:0]、 RTR 和 IDE 位。

11.3.3.1.1 扩展标识符映射的IDR0–IDR3 11.3.3.1.1 标准标识符映射的IDR0–IDR3 11.3.3.2 数据段寄存器

8 个数据段寄存器（每个都带有位DB[7:0]）包含将要发送或接收的数据。

将要发送或接收的字节数由相应DLR寄存器中的数据长度代码决定。 11.3.3.3 数据长度寄存器

该寄存器保存 CAN 帧的数据长度字段。 11.3.3.4 发送缓冲器优先寄存器

该寄存器定义相关报文发送缓冲器的本地优先级。本地优先级用于MSCAN 的内部优先级排队程序，优先级定义为最小二进制数字取得最高优先级。MSCAN 执行下列内部优先级排队机制：

• 带有TXEx清除标志的所有发送缓冲器在发送SOF（帧开始）前立即参与优先级排队。

• 带有最低本地优先级字段的发送缓冲器优先。

当出现一个以上的缓冲器具有相同最低优级的情况时，索引编号较小的报文缓冲器优先。

11.3.3.5 时间标签寄存器

如果使能了TIME位，只要报文已经在CAN总线上得到确认，MSCAN 就把时间标签写入有效发送或接收缓冲器中的各自寄存器（参见 11.3.2.1，“MSCAN 控制寄存器 0”。发送时，CPU 只有在各自发送缓冲器标志空后才可以读取时间标签。

用于标签印的计时器值从自由运行的内部 CAN 位时钟中获取。计时器溢出不通过 MSCAN 显示。计时器在初始化模式中复位（所有位设置为 0）。CPU 只能读取时间标签。

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