福建220kV变电所典型方案设计技术条件书毕业论文.doc

福建省220kV变电所典型方案设计技术条件书 35-TW850A2003C-A 修改码：0 福建省220kV变电所典型方案设计技术条件书（送审稿） 批 准： 雷 勇 林章岁 赖文德审 核： 刘仁和 李喜兰 校 核：叶清川 林红阳 李荣敏 郑瑞忠 卓秀者 陈开辉 曾庆飞 汪文超 池甫曼 编 写：刘仁和 李喜兰 王素芳 彭传相 石 建 周 健 周一尘 张继芬 陈学东 何 星 黄 纬 张志伟 目 录1 总的部分2 系统一次部分3 系统继电保护和自动装置4 调度自动化部分5 系统通信部分6 电气一次部分7 电气二次部分8 总交、结构部分9 建筑设计部分10 暖通部分 11 水工及消防部分1 总的部分1.1 设计依据1.1.1 福建省电力有限公司计划部下达的委托任务。1.1.2 院经营管理部设计任务书编号：2003D-041 。1.1.3 工程建设标准强制性条文（电力工程部分）等有关法律、法规和220500kV变电所设计技术规程等相关的国家、行业有效版本的规程、规范及规定。1.1.4 福建省电力行业协会“福建省35千伏220千伏变电所”主要设计原则。1.2 目的及用途1.2.1 贯彻“技术先进、安全可靠、经济适用、符合省情”的指导思想，在全省规范设计和统一标准，做到与我省电网实际情况相适应，与国内先进技术水平相一致，与可持续发展思路相吻合；在保证安全可靠的前提下，突出先进性、经济性和灵活性。1.2.2 引导和规范我省220kV变电所建设，提高运行的安全可靠性。1.2.3 用于常规220kV变电所初步设计本体部分的套用，以简化工程初步设计及其审查，加快进度。1.2.4 可做为省公司编制项目建议书或可行性研究报告的参考依据。1.3 设计规模和范围1.3.1 设计规模主变压器容量为：3120、3180MVA。线路：220kV 3、6、10回；110kV 12、14回； 10kV 30、36回。无功补偿：60、90MVar。1.3.2 设计范围 本典型方案设计包含变电所“三通一平”后所区围墙内（含围墙外1米）地上部分及概算；变电所系统通信专项工程、“三通一平”、地基处理、所外道路和所外给排水等离所区围墙1米外部分、地下部分及征地费用等不列入本设计范围，但为了使工程概算具有完整性暂按平均水平估列各项费用，待进行具体工程设计时作相关调整。本典设概算采用模块化编制方式，分别编制扩建一台主变、一个220kV间隔、一个110kV间隔的概算模块，用于具体工程与典设规模不一致时进行概算调整。1.4 总体技术原则及要求 典型化设计，模块化组合。本典型方案设计按枢纽（重要）变、中间变和终端变三种模式，每一模式根据主变容量、线路回路数、配电装置等不同而分成各种不同的典型方案；分别对每一典型方案的电气主接线、配电装置型式、总平布置、主设备选择、自动化系统、二次线、防误闭锁、所用电、直流系统、继电保护、通信、过电压保护、建筑设计、配电装置构架、通风、消防等十六个方面的技术原则进行研究。这些研究总结我院过去220kV变电所设计经验，在调查研究（兄弟院、运行、试验、检修和施工单位或部门）的基础上，进行方案优化、比选或专题论证工作，提出具体的设计技术原则作为技术条件；根据审查通过的技术条件原则，按初步设计的内容深度，对每一典型方案进行整体工程和主要模块的概算编制。 2 系统一次部分2.1 变电所主变容量与台数选择福建电网目前220kV主变容量主要为120MVA、180MVA二种，沿海负荷密度较大的城市中心电网规划中还有采用240MVA主变。变电所主变规模二台或三台，近期新建变电所终期规模多按三台主变考虑。结合我院同期开展的有关专题研究，主变容量和台数的优化选择问题主要有以下几点结论：(1) 关于变压器容量：负荷增长速度是选择变压器容量的重要依据。负荷增长快的地区若选小容量变压器，必然很快需要新增变压器，是不经济的；而负荷增长较慢的地区若选大容量变压器，变压器长期低负荷率运行，单位容量年费用较高，也是不经济的。(2) 关于变电所主变台数：随着负荷规模的增大、负荷发展速度的加快，主变台数增多的方案经济性较好，原因是变电站总容量增大可推迟新建变电所，一般扩建费用比新建费用少。另外，变电所主变台数较多时主变的运行率较高，主变容量能够得到充分利用。所以，除非电网负荷发展规模有限，一般情况下，新建变电所应优先选用主变台数较多的方案。(3) 关于变电所容量规模：在高负荷密度区建设大容量变电所能节省投资，负荷密度越大，效果越明显。但另一方面，变电所规模占全区负荷的比重不宜太大，以缩小变电所全停的停电范围。负荷密集区变电所规模选择还应充分考虑线路走廊的限制。根据20022003年我院编制的福建省各地区受端电网规划及其审查意见（福州、泉州、厦门规划至2015年，莆田、漳州、龙岩、三明、南平规划至2020年，宁德暂缺），规划期内福建分区规划新建220kV变电所性质、规模情况见表2.1-1。表2.1-1 福建分区受端电网规划新建220kV变电所建设规模一览表单位：座地区枢纽变按主变容量分类按220kV出线分类3x120MVA3x180MVA其它8回10回12回福州3312莆田111泉州2211厦门21111漳州523131龙岩41322三明43122南平734331枢纽变小计281018011143地区中间变按主变容量分类按220kV出线分类3x120MVA3x180MVA其它4回6回福州62415莆田6426泉州14213410厦门917145漳州86244龙岩7725三明43122南平3213中间变小计572728320370地区终端变按主变容量分类按220kV出线分类3x120MVA3x180MVA其它2回3回福州73425莆田111泉州31221厦门21111漳州111龙岩三明111南平111终端变小计16772880在表2.1-1基础上，按照电网建设标准化、系列化的要求，选取其中有代表性的方案作为本典设研究的典型方案。2.1.1 变电所主变容量变电所主变单台容量采用120MVA和180MVA两种，基础受力按180MVA，240MVA考虑。在城镇负荷密度较大的地方以及负荷发展较快的地区采用大容量主变；在负荷较小的地方和负荷发展较为缓慢的地方选择用小容量的主变。2.1.2 变电所主变规模采用3120MVA、3180MVA两种。2.1.2 主变容量比三绕组容量比宜采用100/100/50。2.2 变电所电压等级福建电网现已形成220kV/110kV/35kV/10kV的电压等级系列，高压配网电压等级以110kV为主，城网逐步取消35kV配网，城郊、农村高压配网仍有部分采用35kV电压；中压配网电压等级基本均为10kV。以上电压等级系列与福建电网的发展水平是相适应的。福建220kV变电所采用电压等级有220/110/10kV、220/110/35kV两种。由于变电所大多靠近负荷中心，从避免重复降压、降低网损、充分发挥220kV变电所作用、提高整体经济性等角度考虑，主变低压侧宜采用10kV；在城郊、农村220kV变电所就地负荷较少的情况下，低压侧电压才可考虑采用35kV。2.3 变电所分类及其进出线回路数2.3.1 变电所分类 变电所分成枢纽变、中间变和终端变三类。2.3.2 高压侧出线回路数：枢纽变： 812回，以10回为代表。中间变： 46回，以6回为代表。终端变： 23回，以3回为代表。2.3.3变电所中、低压侧出线回路数根据主变容量、低压供电半径内负荷规模情况确定出线回路数，控制建设规模。一般以110kV线路每回经济输送容量4050MVA；35kV线路每回输送经济负荷1015MVA；10kV馈线每回输送4000kVA5000kVA，农村地区10千伏线路每回送20003000kVA考虑。并适当考虑主变增容、用户专用变供电以及山区水电接入的需要。本典设采用以下回路数为代表，具体工程再根据具体情况进行适当调整。 110kV出线 10 kV出线3120MVA 12回 30回 3180MVA 14回 36回2.4 变电所电气原则主接线2.4.1高压侧（220kV）主接线对于出线不多于10回的枢纽变电所应采用双母线单分段接线，本典设所考虑的枢纽变以10回出线为代表，采用双母线单分段接线。在实际工程中，若有少数出线12回及以上的枢纽变电所应采用双母线双分段接线，可按个案处理。中间变出线回路数为46回，采用双母线接线。终端变电所一般接近负荷，在满足可靠性前提下，其主接线应力求简化，减少占地面积。主要采用桥式接线（包括内桥、外桥）和线路变压器组接线。我省近年来在工程实际中，终端变电所大多采用扩大内桥接线，故本典设推荐采用扩大内桥接线。具体工程中若更适宜采用其余接线方式，可根据工程需要按个案处理。2.4.2中压侧（110kV）主接线采用双母线带旁路接线。2.4.3低压侧（10kV）主接线一般采用单母线多分段接线形式，除非特殊情况一般不选用双母线及双母线分段接线形式。单母线多分段接线形式主要有：单母线分段、单母线三分段、单母线四分段。本典设主变规模为3台，10kV宜采用单母线4分段接线。2.5无功补偿2.5.1 电网的安全运行需要足够的无功功率电源；无功电源的安排应根据需要合理规划，并留有适当裕度，以保证系统各中枢点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求。2.5.2 电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡为原则，并随负荷（或电压）变化进行调整，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。 2.4.3 用户端必须按规定装设补偿电容器。变电所的补偿电容主要是补偿线路和变压器等设备的无功损耗。无功补偿设备应便于投切，装设在变电所和大用户的电容器应能自动投切，以便于电压水平的控制。用户的无功功率不得向电网倒送。2.5.4220kV变电所应装设电容器补偿，满足高峰负荷时的功率因数达到0.95以上；一般取主变容量的1/61/4。当变电所带有长架空线路或电缆时，应分析是否装设电抗器。无功补偿最终规模:根据以上的无功补偿配置原则，同时考虑到减小变电所投运初期低谷负荷时段投切电容器组的影响，并适应远景负荷发展后加强受端电网无功补偿能力，推荐无功补偿的容量为：120MVA主变：2030Mvar（电容器组），一般配置5Mvar两组、10Mvar一组（其中5Mvar两组可根据远景负荷发展需要改为10Mvar两组）；180MVA主变：3040Mvar（电容器组），一般配置5Mvar两组、10Mvar两组（其中5Mvar两组可根据远景负荷发展需要改为10Mvar两组）；对于城市中心有220kV电缆进线的3x180MVA终端变： 40Mvar（电容器组），40Mvar（电抗器组）。如区域电源装机较多，无功补偿规模可根据工程具体情况适当减少。2.6电压调整在各级变电所中，二次侧（或三次侧）母线上装无功补偿设施。配置有载调压变压器和自动调压装置。有载调压变压器的配置原则：由于电网中的220kV变电所，一般都有10kV馈线，应配置有载调压变压器。一般地，每一用户至少要经过系统中一级有载调压变压器。当用户负荷变化大，线路距离长，电压波动和偏离过大时，可经两级有载调压变压器。配置有载调压变压器后，必须从电网整体分析，确定全网无功电压综合自动调整装置的调整原则，当发生系统性无功缺额时，应维持在允许的电压下限值，在电压下降和恢复过程中闭锁自动控制或暂停手动操作。2.7短路电流水平根据福建省电网的规模和接线，变电所220kV母线的短路电流水平为：枢纽变50kA；中间变、终端变40kA。110kV母线：31.5kA。10kV母线：25kA。具体工程需经系统计算校核调整。2.8 母线穿越功率 母线穿越功率应根据变电所在系统中的位置及可能出现的运行方式来确定。本典设取220kV母线最大穿越功率为1000MVA，具体工程需经系统计算校核调整；110kV母线最大穿越功率按主变压器容量最大过载能力考虑。3 系统继电保护和自动装置3.1 220kV部分3.1.1 220kV线路配置两套微机型全线速动线路保护,每套保护中包括主保护和完整的后备保护功能。主保护以纵联距离、纵联方向和分相电流差动为主，根据变电所接入系统情况进行选择，当通道条件具备时，优先采用分相电流差动保护。后备保护包括三段式接地距离、相间距离和定时限零序方向保护。本典设220kV线路配置的两套微机型全线速动线路保护，其中一套按复用光纤电流差动保护考虑，另一套按载波高频距离保护考虑；具体工程将根据实际情况进行调整。3.1.2 根据国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项要求”及我省的实施细则，为了确保装置异常退出和定期计划检修时母线差动保护退出运行，母线无快速保护而降低系统稳定水平的问题。根据一次规划定义的变电所在系统中地位，220kV枢纽（重要）变电所原则上按双套母差（每套母差带失灵）配置；中间变电所原则上按单套母差和独立失灵配置。 3.1.3 220kV变电所应装设微机故障录波测距装置。3.1.4 变电所中应配置继电保护及故障信息处理系统。接入的保护装置包括220kV线路保护、母线保护、主变保护、系统故障录波、主变故障录波和110kV母线保护、故障录波。3.2 110kV部分3.2.1 110kV线路配置单套微机保护，每套保护中包括三段式接地距离、相间距离和定时限零序方向保护，根据变电所接入系统情况，在两方向都有电源的短线路上配置全线速动保护，原则上采用纵联距离，考虑到旁代问题，一般不采用电流差动保护。本典设按采用单套微机保护考虑，是否配置全线速动保护将根据具体工程情况进行调整。3.2.2 110kV母线保护采用单套微机型母线差动保护。3.2.3 当变电所中配置两台主变时，110kV双母线可能分段运行时，关于110kV母联是否装设备自投装置，我们认为装设自投装置存在以下问题：母差保护根据母联断路器的辅助接点输入来判断是否将母联电流引入母差回路，当备自投动作后，母联断路器主触点先于辅助接点动作，因此这时如果发生任一条母线故障或任一出线故障时，两条母线的差动保护均可能动作（考虑到断路器合闸时会产生负序分量，母差保护中电压闭锁短时会开放），使故障范围扩大。同时，110kV母联增加备自投后，也使二次回路相应复杂了。而目前110kV变电所一般采用桥型接线，因此为避免扩大故障，应在负荷侧的110kV变电所配置备自投装置，而不应在电源侧220kV变电所配置110kV母联备自投装置；故本典设不考虑配置110kV母联备自投装置。3.2.4 变电所初期仅安装一台主变时，为了增加供电可靠性，若有需要的话，110kV联络线（指与其他220kV变电所）也可装设备用电源自动投入装置。如果有一条以上的联络线，仅选择一条线路增加备自投装置，该装置判断主变110kV断路器跳闸、母线失压后，并且联络线有压后合上联络线断路器，该备自投装置应独立组屏。3.2.5 110kV应装设微机故障录波测距装置。3.2.6 110kV线路保护信息传送至变电所监控系统。4 调度自动化部分4.1 调度管理根据福建电网调度管理方式与范围确定的原则，220kV变电所将由福建省调通中心和所在地调调度。4.2 远动信息传送4.2.1 变电所远动信息必须送往省调通中心及所在地调。同时，具有无人值班巡检控制中心的变电站信息还送往巡检控制中心。4.2.2 变电所远动信息传输有电力调度数据网络(主通道)和常规点对点远动通道(备用通道)两种方式。其中在电力调度数据网络方式下，变电所将配置路由器等设备并以2M通道接入地调骨干接点，省调通中心及地调所需信息均可从数据网上获得；在常规点对点远动通道传送方式下，根据有关规划，变电所远动信息以远动规约传送至地调，省调通中心所需信息由地调转发。4.2.3 巡检控制中心(至地调网络通道以2M通道接入地调骨干接点,通道由集控站统一考虑)从网络上获取变电所信息；变电所远动信息也采用点对点通道(64kbps)以远动规约传送至巡检控制中心。4.3 远动信息内容远动信息内容原则上按照电力系统调度自动化设计技术的规程（DL5003-91）的要求确定，并根据有关调度的需求作相应增减。4.4 远动设备目前省内新建220kV变电站均采用综合自动化系统，建议变电所也采用综合自动化系统进行监控，远动系统与综合自动化系统共用采集单元。因此不设置独立的远动设备，远动信息采集设备(包括电源)见电气专业计算机监控部分说明。4.5 调度端对变电所计算机监控系统的主要技术要求变电所计算机监控系统的信息采集实时性和准确性必须满足有关规程规范的要求。其远动工作站向调度端传送信息的规约应同时具备采用部颁DL476-92协议和IEC 61870-5-104的网络通信规约及部颁远动CDT规约和TYPE II规约供不同用户选用。4.6 远动信息传输通道及网络化传输设备4.6.1 远动信息传输采用电力调度数据网和常规点对点通道两种方式。4.6.2 在数据网方面，根据福建省电网三级数据网络方案可行性研究中提出的方案，要求变电所配置路由器等设备，并以2M的通道接入地调骨干节点；常规通道方面，要求至省调通中心和地调各提供一路64kbps通道，在信噪比 17dB时，其误码率优于10-5。因此，变电所需配置数据网接入设备一套。其不停电电源可由所内计算机监控系统的UPS提供，不独立配置。4.7 调度端接口设备由于省调通中心、地调和巡检控制中心调度自动化系统接口数量有限，变电所必须分摊省调通中心、地调和巡检控制中心的调度自动化主站系统接入变电所远动信息的接口设备费用。4.8 关口电能量计量系统为实现变电所内关口电能表数据的远传，需在变电所内配置一套电能采集装置，完成对本变电所内所有电能表的电量信息采集(含省网下网关口电能表及其它电能表)，要求电能采集装置具有三个及以上RS-232C通信口，分别接至省调、地调和当地监控系统。同时电能采集装置配置内置网卡，具备与省调、地调主站的网络通信能力（IEC61870-5-102在TCP/IP上规约）。电能采集装置配置内置或外置式MODEM，通过程控电话交换网（电力、公共）或专用通道，支持用不同的通信规约与不同厂商的主站系统通信（与省调主站通信采用IEC61870-5-102规约）。电能采集装置与调度数据网络化传输设备共组一面柜。4.9 远程图像监控系统目前我省新建变电所均采用综合自动化系统进行控制，功能均满足无人值班运行方式的要求；为弥补变电所无人(少人)值班直观性不强的弱点，非常有必要建设远程图像监控系统。目前国内220kV变电站实现无人值班的山东省及其它如广东、江西的一些变电站均装设有远程图像监控系统。4.9.1 系统主要功能系统将主控制室全貌，设备情况，断路器、隔离刀闸现场实际状态通过多媒体远程图像监视系统传输到巡检控制中心和地调，以实现巡回监视、事故监视、重点监视、控制、联网等功能。同时加强对变电所的安全、保卫、火警监视等作用。系统基于Internet/Intranet技术，通过电力Intranet网络，电业局计算机网（MIS）上任一经授权工作站可以对远程图象监视系统现场进行监视与操作。4.9.2 设备配置 变电所远程图像监控系统一般配置户外球形一体化摄像机 5台，户内云台摄像机12台，红外线探测器4台、灯光控制器1台、云台镜头控制器1台、智能视频切换控制器1台、远程数字图像编码器1台（应能与变电所监控主机连接）、现场多媒体主机（含21寸彩色纯平显示器）1台、以太网/E1桥接器1台、远程图像监控柜1面。远程图像监控系统以2M的通道与地调连接。5 系统通信部分5.1 系统通信5.1.1 220kV变电所属省调及地调两级调度管理，为确保系统通信的可靠性，系统通信向以上两级调度部门各组织两种不同路由互为备用的系统通信通道。5.1.2 根据福建省电力 “20032007” 通信规划以及地区电力通信规划，电力通信传输网的发展方向是光纤通信网，系统通信优先考虑组织光纤通信通道，另一路由系统通信方式应根据各地区实际情况因地制宜组织。5.2 220 kV线路继电保护通道组织根据继电保护专业要求，220 kV线路需要组织二路相对独立的继电保护通信通道，通道组织优先考虑利用光纤通道组织2M/64k数据通信通道，其次考虑采用其他通信方式如：电力线高频保护通信通道等其他通信通道。5.3 对外市话通信向中国电信申请安装12部市话，作为变电所对外公众网通信，同时该市话也作为变电所第三条备用系统通信通道。5.4 所内通信设置一套单席数字调度程控交换机、录音系统，以及无绳电话机（500米范围），作为系统及全所通信调度指挥系统。5.5 通信监测系统为满足通信站无人或少人值守要求，站内需配置先进通信监测系统，以便在监控中心实时监测。56通信电源为确保通信设备可靠运行，变电所系统通信配置一套高频开关电源及二组免维护蓄电池组，采用浮充供电方式，蓄电池容量按交流消失后提供供电12小时考虑。如果线路两套主保护通道均采用复用光纤通信通道，根据有关反措要求考虑配置两套高频开关电源及二组免维护蓄电池组。 由于通信设备对通信电源的波动、杂音要求较高，但变电所在故障时，所内直流电源供电操作频繁，对通信设备影响很大，将产生电源杂音干扰，影响通信质量，甚至死机；且变电所全所有电源系统故障，也必须保证系统通信畅通；故光纤、微波设备供电电源采用48V直流供电，与变电所220V直流供电采用抽头48V不能同一系统。6 电气一次部分220kV变电所典型方案设计根据建设规模的不同共分为A、B、C三大类，A、B类根据主变容量为180MVA和120MVA及110kV配电装置为户外或户内型式的不同再分为A1A4和B1B4四小类；C类主变容量均为180MVA， 同A、B类根据110kV配电装置为户外或户内型式的不同分为C1和C2类，C类同时考虑全户内GIS布置的C3类。因此变电所共有A、B、C三大类共11种分类型，其相应的规模、接线、配电装置、短路电流、总平布置等如下列表所示。1）A类型（枢纽（重要）变）分四个方案：A1类A2类A3类A4类主变容量（远景/本期）3180MVA/1180MVA（2180MVA）3180MVA/1180MVA3120MVA/1120MVA3120MVA/1120MVA220kV线路（远景/本期）10/210/210/210/2110kV线路（远景/本期）14/4（7）14/412/412/410kV线路（远景/本期）36/12（24）36/1230/1030/1010kV电容无功（远景/本期）33万/13万（23万）33万/13万32万/12万32万/12万短路电流220kV侧按50kA计算，110kV按31.5kA、10kV按25kA控制电气主接线220 kV双母线单分段110kV双母线带旁路双母线带简旁双母线带旁路双母线带简旁10 kV单母线四分段配电装置220 kV屋外新中型软母、双列110kV屋外新中型软母（L型或U字型或其它形式）屋内SF6断路器屋外新中型软母（L型或U字型或其它形式）屋内SF6断路器10kV屋内成套柜、电缆出线，电容器采用成套装置注：A1类主接线考虑1台及2台主变方案（为括号内部分）2）B类型（中间变）分四个方案：B1类B2类B3类B4类主变容量（远景/本期）3180MVA/1180MVA3180MVA/1180MVA3120MVA/1120MVA3120MVA/1120MVA220kV线路（远景/本期）6/26/26/26/2110kV线路（远景/本期）14/414/412/412/410kV线路（远景/本期）36/1236/1230/1030/1010kV电容无功（远景/本期）33万/13万33万/13万32万/12万32万/12万短路电流220kV侧按40kA计算，110kV按31.5kA、10kV按25kA控制电电气主接线220 kV双母线110kV双母线带旁路双母线带简旁双母线带旁路双母线带简旁10 kV单母线四分段配配电装置220 kV屋外新中型软母、单列110kV屋外新中型软母屋内SF6断路器屋外新中型软母屋内SF6断路器10 kV屋内成套柜、电缆出线，电容器采用成套装置3）C类型（终端变）分三个方案：C1类C2类C3类主变容量（远景/本期）3180MVA3180MVA3180MVA220kV线路（远景/本期）3/23/23/2110kV线路（远景/本期）14/414/414/410kV线路（远景/本期）36/1236/1236/1210kV无功（远景/本期）33万/13万电容33万/13万电容电容:4万/1万电抗:4万/1万短路电流220kV侧按40kA计算，110kV按31.5kA、10kV按25kA控制电气主接线220 kV扩大内桥接线110kV双母线带旁路双母线带简旁双母线10 kV单母线四分段配电装置220 kV屋外新中型软母、单列屋内GIS110kV屋外新中型软母屋内SF6断路器屋内GIS10 kV屋内成套柜、电缆出线，电容器采用成套装置6.1 电气主接线6.1.1 主变压器远景3台主变，本期除A1类考虑1台及2台主变方案外，其它均考虑建设1台。A1、A2、B1、B2、C1、C2、C3类每台主变容量180MVA，A3、A4、B3、B4类每台主变容量120MVA。6.1.2 220kV电气主接线6.1.2.1 A、B类220kV变电所A、B类的220kV远景出线分别为10回和6回，主变进线3回，线路、主变进出线元件分别为13和9回。根据220500kV变电所设计技术规程（SDJ2-88）标准,A、B类的220kV变电所的220kV可采用双母线接线，A类同时在一条主母线上设分段断路器，这也同时满足了国电公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求要求的枢纽变的220kV宜采用双母分段接线方式。220kV双母线接线是否需带旁路母线？从运行的角度来说，大都不希望取消旁路母线，主要有两个原因：一是目前一、二次设备均实行到期必检制，在设备定期检验及进行预防性试验过程中，为了保证电网的安全以及潮流断面的正常运行，需进行旁代运行；二是设备在运行中出现异常及缺陷时，需旁代进行停电处理。但是，随着技术的进步，网架的完善、设备质量的提高，220kV取消旁路母线是电力发展的必然趋势。1） 趋成熟完善的网架是取消旁路母线的前提条件随着福建电网系统装机容量的增加和超高压电网的形成，网络结构日趋完善，220kV电网具有多个电源及较强的环路供电网结构，220kV出线双回路较多，系统可按照n1原则校核各条220kV线路的送出潮流，使其不超过热稳定极限，以满足线路停电检修或故障跳闸时，不会对地区供电造成影响。从福州局提供参考的南郊220kV变来看，220kV旁路2002年使用1004.5小时，检修使用旁代的时间仅占2.9，为1.21天，仅占全年天数的0.33，时间非常短。2） 可靠的设备为取消旁路母线创造了条件从运行反馈的情况看，电气设备故障较多的是：220kVSF6断路器操作机构漏气、漏油、打压频繁；隔离开关触指弹簧易断或脱落，传动的轴销易锈蚀、损坏；电流互感器渗漏油等引起设备退出运行进行检修，占用旁路母线机率最高。南郊变220kV设备故障使用旁路占97.1，原因也主要是上世纪八十年代国产设备的操作机构出现上述故障。随着国际先进设备厂家在中国寻求发展，不断有一些代表国际先进技术水平的设备在国内合资生产，且价格不断与国产设备价格拉近。其迫使国内设备生产厂家不断提升技术、改进设备、以增强市场竞争的同时，也给用户采购价廉质优的电气一次设备提供了方便，我们可以用最合理的价格采购到最优的设备。近些年采购的220kV断路器基本为合资厂产品，克服了国内设备生产厂操作机构不过关的缺点，运行效果反映较好。对于线路保护，现有我省220kV线路和主变均采用双重微机保护装置，不仅调试方便、时间短，还具有自动检测功能，且直流系统亦已双重化，保护屏为两块独立屏，可分别退出检修，不影响线路运行，实现了线路保护维修由定期转向状态维修，且电网满足n-1运行条件，线路保护利用旁路母线的机会就很少了。由此可见，安全可靠、性能好的一次设备及完善的微机保护，为取消旁路母线创造了条件。3）在日本、北美、西欧等发达国家，电气主接线采用双母线接线方式均不设置旁路母线，并且视其发展趋势，电气主接线还在进一步简化中。所以，取消旁路母线的意义不仅在于节省占地，降低工程造价，更体现在还可以大大简化二次接线，从而大大减轻运行维护工作量以及减少事故和误操作概率。国内各省已普遍倾向并接受220kV采用双母线接线，不带旁路母线。我省近期初设审查的220kV变电所，若采用双母线接线的，也都取消了旁路母线。从本次各电业局反馈的运行意见看，运行单位也在转变思想，部分运行单位已开始接受220kV取消旁路母线的双母线接线。4）结论a）本典型设计方案A类枢纽（重要）变及B类中间变的220kV母线均推荐采用双母线接线，A类同时在一条主母线上设分段断路器。b）取消旁路母线后，在只装设一台主变压器时，为解决主变压器220kV侧断路器停运或故障时，主变压器被迫停运的问题，根据配电装置的布置考虑了两种过渡方案：方案一：考虑提前装设#2主变母线侧隔离开关及其跨条，作为#1主变压器220kV侧回路检修时的旁路隔离开关，利用母联回路旁代主变，该方案适合使用于A类变电所。方案二：在#1主变母线侧增设一组隔离开关及其跨条，作为#1主变压器220kV侧断路器检修时的旁路隔离开关，利用母联断路器进行旁代主变，该方案适合使用于B类变电所。待#2主变进线间隔建成后，取消此过渡方案。6.1.2.2 C类220kV终端变电所C类变电所的220kV远景出线为3回，主变进线3回。根据220500kV变电所设计技术规程（SDJ2-88）标准,“当能满足运行要求时，宜采用断路器较少的接线，如线路变压器组或桥形接线”。线路变压器组接线的优点是断路器少，接线简单，造价省。相应220kV采用线路变压器组，110kV宜采用单母分段接线，正常分段断路器打开运行，对限制短路电流效果显著，较适合于110kV开环运行的网架。但其可靠性相对较差，线路故障检修停运时，变压器将被迫停运，对变电所的供电负荷影响较大。其较适合用于正常二运一备的城区中心变电所，如上海中心城区就有采用。我省220kV变电所尚未采用过该接线方式，因此本典型方案不予推荐。220kV桥形接线较线路变压器组接线多一内桥或外桥断路器，从线路导线与变电所变压器的配置来说，一般一回线路均可带两至三台主变压器运行，而线路较变压器、断路器的故障机率高的多，若有桥断路器，在线路停运、定期检修时，变电所的供电负荷不会受影响，运行相对灵活。相对线路的造价，桥断路器及其间隔设备的造价要小得多，因此本典型设计方案推荐我省普遍采用的扩大内桥接线（该接线也适用于两线三变的接线方式）。6.1.3 110kV电气主接线（A、B、C三类变电所）110kV采用双母线接线是否需带旁路母线？我们同样可从系统网架、设备可靠性两方面进行讨论分析。1）我省现有110kV网架是否具备取消旁路母线我省现有110kV变电所远景多为2线2变或3变，其电源引接方式一般为两种，一是由某220kV变电所双回同塔架设供电即放射状供电；二是引至两个不同的电源点，属手拉手供电方式。但无论哪一种方式，一回馈线上挂1个或几个110kV终端变电所较普遍，而设备的定期检验、试验，必须使用旁代回路，以保证终端110kV变电所在满足N-1方式下的供电可靠性。特别是110kV变电所建设初期，一线一变时，110kV线路停运，就意味着变电所失去所有负荷，供电可靠性受影响。因此目前我省110kV尚不具备取消旁路母线的条件。2） 现有配置设备的质量也不具备取消旁路母线根据220500kV变电所设计技术规程（SDJ2-88）的要求，“当断路器为少油（或压缩空气）型时,除断路器有条件停电检修外，应设置旁路母线。当110kV为6回及以上时，可装设专用旁路断路器”。由于工程限额设计的要求，也同时考虑到国有工业的发展，目前我省新建220kV变电所110kV部分基本上采购的是国产设备。虽然规程是针对少油（或压缩空气）断路器提出断路器无条件检修应设置旁路母线，但现在普遍采用的国产SF6断路器，虽然其质量较少油（或压缩空气）型断路器提高了，但从运行反映的情况看，漏气、防潮性能差等这样、那样的小问题仍不时出现，设备“无条件检修”的情况照样存在。而国产隔离开关的触指弹簧断裂、脱落，传动的轴销锈蚀、损坏更是普遍；且110kV线路保护仅有一套，因此从现有配备设备的质量、可靠性来说，尚不具备取消旁路的条件。3） 综上所述，本典型设计方案110kV推荐采用双母线带旁路母线的接线方式。从运行反馈的意见来看，各电压局均不赞成110kV取消旁路母线。但随着技术发展，设备进入状态检修，国产设备质量的提高或合资厂设备价格的进一步降低，110kV取消旁路母线仍是发展方向。6.1.4 10kV电气主接线（A、B、C三类变电所）10kV出线远景共3036回，为了保证10kV馈线的供电可靠性，10kV主接线有环形接线、单母线分段共四段母线接线(#2主变双断路器配置)和单母线分段共三段母线三种接线方式，分别如图1、2、3所示。 #1B #2B #3B1 2 3 4 5 6 7 8 9图1 10kV环形接线 #1B #2B #3B 1 2 3 4 5 6 图2 10kV单母线分段共四段母线接线 #1B #2B #3B1 2 3 4 5图3 10kV单母线分段共三段母线接线1) 环形接线：每台主变压器进线均双断路器配置，10kV母线共分为6段，通过3个分段断路器组成环形接线方式。该接线优点是负荷均匀分配在每段母线上，供电可靠性高，当任一台主变压器故障或检修断开时，该断开的主变压器所带负荷将均匀地由其它变压器承担；同时主变压器出口断路器额定电流可选择较小容量。其缺点是接线较复杂共需9个断路器来实现环形接线方式，设备多，母线连接复杂，占地较大，投资增多，我省现有运行的变电所均未采用该接线。2) 单母线分段共四段母线接线：#2变压器采用双断路器配置，10kV母线共分为4段，在I、II段和III、IV段母线分别设分段断路器；通过2台分段断路器组成单母线四分段接线方式。四分段母线的36回或30回馈线分别按12:6:6:12或10:5:5:10比例分配；并联电容器组或电抗器组也参照馈线分配比率分接在各段母线上；3台接地变则分别接于I、II、IV段母线。该接线的优点是秉承了环形接线负荷均匀分担的优点，一旦1台主变压器故障，通过自投装置实现负荷的自动均匀分担，变电所可在不切负荷下继续运行，确保供电可靠性。缺点：分段自投装置和操作相对复杂些。该类型接线在我省220kV变电所中运用较普遍。3) 单母线三分段：3台主变压器均为单断路器配置，通过2台分段断路器组成单母线分段共三段母线的接线方式，在I、II段和II、III段母线间分别设分段断路器。馈线、并联无功补偿和接地变均匀分配接于I、II、III段母线上。该接线主要优点是接线相对简单、清晰，所用的设备最小，相对占地和投资也最少。缺点是：相对上述两种接线而言，其10kV供电可靠性相对较差。4)结论：综上所述，本典型设计推荐10kV远景采用单母线分段共四段母线接线，在I、II段和III、IV段母线分别设分段断路器，#2主变10kV侧分接至II、III段母线。本期所建馈线、并联无功补偿和接地变按相应的主变规模接于相应的10kV母线侧。6.1.5 10kV无功补偿1） 10kV无功补偿形式我省220kV变电所的10kV无功补偿采用的大多为并联电容器装置，部分城区变也同时装设并联电抗器组，分别用以向电网提供可阶梯调节的容性或感性无功，补偿多余的感性无功或容性无功，减少电网的有功损耗和提高电网电压。本典型设计方案的C3类型变电所考虑既有并联电容补偿又有并联电抗补偿，其他类型变电所则仅考虑装设并联电容补偿装置。2） 10kV电容器无功补偿的分组我省现有220kV变电所电容器无功补偿分组容量基本为10Mvar。从运行反应情况来看，对主要以供110kV负荷为主的220kV变电所， 未考虑总体无功需求多少，每组均为10Mvar不够合理。每组均为10Mvar投切时，从系统计算上虽可满足母线电压波动的要求，但在负荷低谷时，可能投一组10Mvar电容器组就出现过补偿或倒供高压侧，不投无功又不够的情况，使变电站无法处于最经济的运行状态。因此本典型设计方案根据变电所类型、主变容量及其所对应装设的并联补偿容量的不同考虑电容器、电抗器分组，见表1：表1：并联电容器、电抗器分组变电所类型A1、A2、B1、B2、C1、C2A3、A4、B3、B4C3主变容量（远景/本期）3180MVA/1180MVA3120MVA/1120MVA3180MVA/1180MVA10kV无功总需求（远景/本期）电容:330 /130 Mvar电容:320/120 Mvar电容: 40/10 Mvar电抗:40/10 Mvar无功分组容量（远景/本期）3(210+25 )/ (210+25 )Mvar3(110+25 )/(110+