KD变电所各级电压负荷情况分析

变电站群系统电气设计及优化调度(一)KD变电所各级电压负荷情况分析由于某市经济园区建设的需要，为满足经济园区用电需要，决定建立一个110/10KV的降压变电所，简称KD变电所。要求保证地区供电质量，减少供电损失，满足该地区的负荷增长需要为目的，本着经济的原则进行设计，由于本地人口集中，工业负荷比重较大，以及各种用电较多，此变电所就要求各种配套设备齐全，变电所的设计严密。一、满足系统的技术要求 1、主变容量：本期231.5MVA远景规模为250MVA。 2、电压等级：110/10.5KV。 3、主变形式：三相绕组有载调压电力变压器，有载调压范围11081.25%/10.5KV。 4、进出线回路数：110KV二回，10KV本期6回，远期14回。 5、无功补偿：12MVAR，最终规模为每段10KV母线各接两组3000KVAR电容电阻共4组。 6、本变电所主变中性点直接接地方式。 7、接地变：最终规模为每段各接一台，共两台，本期不上。二、供电方式1、110KV侧：共有两回路进线，由系统连接宜枝变电所通过双回路对KD变电所供电。 2、10KV侧：本期出线6回，远期出线14回，由KD变电所降压供电。三、负荷资料负1、全区用供电负荷本期为27MW，6回，每回按4.5MW设计，远期用电负荷为50MW，14回，每回按3.572MW计，最小负荷按70%计算，供电距离2KM。 2、负荷同时率取0.85，COS =0.8，年最大利用小时数Tmax=4250小时/年。 3、所用电率取1%(二)主变压器台数容量型式的选择一、主变压器的选择原则 1、主变压器的台数 （1）为保证供电可靠性，变电所一般装设两台主变压器 （2） 当只有一个电源或变电所可由低侧电网取得所用电源给重要负荷供电时，可装设一台。 （3）对于大型枢纽变电所，根据工程具体情况，可安装24台变压器。 2、主变压器容量 （1）主变压器的容量应根据510年的发展规划进行选择，并考虑变压器正常运行和事故时的过负荷能力。 （2）对装一台变压器的变电所，变压器额定容量应满足容量用户电负荷的需要，选择遵循式子。SnKPm/COS式子中：Sn变压器额定容量（KVA）：Sm，Pm变电所最大负荷的视在功率和有功功率（KVA,KW)；COS负荷功率因数；K负荷率，可取0.85 (3)对装有两台变压器的变电所中，当一台断开时，另一台变压器的容量一般保证60%全部负荷的供电，但应保证用户的一级负荷和大部分二级负荷。每台变压器容量一般遵循下式选择：SnKSm/2 (4)主变压器容量选择还应考虑周围的环境温度影响：Sn0.6Sm/K式中，K周围环境温度修正系数 3.主变压器的型式 （1）一般情况下采用三相等级的变压所，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到15%Sm以上时，可采用三相绕组变压器。 二、计算、选择和校验 1、经济园区的负荷计算 （1）近期：根据符合资料，近期6回出线，每回4.5MW计，近期总负荷Pm=64.5MW （2）远期：很据符合资料，远期14回出线，每回按3.572MW计，远期总负荷Pm=14 4.5=27MW 二、用电负荷总视在功率Sm近期：Sm=Pm/cos=27/0.8=33.75MVA 三、选择变压器容量、台数 a.主变容量：SnKSm=0.8533.75=28.6875MVA 其中K为同时率，根据资料取0.85 b.选一台主变压器时，选主变容量Sn=31.5MVA；选两台主变压器时，因为每台主变压器容量应满足SnKSm/2=14.3438MVA，则选每台主变压器容量Sn=16MVA (3)校验 A.选一台主变压器时，主变容量Sn=31.5MVA28.6875MVA，满足容量选择 B.选两台主变压器时，根据每台主变压器容量Sn(0.60.7）KSm，来进行校验。由于0.628.6875=17.2125MVA16MVA,0.728.08125MVA16MVA，所以选择两台主变压器的容量不满足要求，需重选，同时为满足系统要求，则重选定本期主变容量为231.5MVA. C.考虑周围环境温度的影响： p=(max+min)/2=21.25 K=(20-p)/100+1=0.9875 根据Sn0.6KSm/K,可知0.628.6875/0.9875=17.4304MVA ，即 Sm=31.5MVA17.4304MVA，满足要求 （4）通过计算和校验，最终选择KD变电所的主变压器为两台，每台容量为31.5MVA 3、3、主变压器型式的选择 为了满足系统对本变电所的技术要求并查110KV变电所设计指导，近期选择SFZT31500/110的主变压器，其调压范围为11081.25%/10.5KV ; 远期选择SFPZT50000/110的主变压器，其调压范围为11081.25%/10.25KV； 其技术参数如下 所用变压器台数、容量的选择一、所用变压器台数的选择 所用变压器台数选择的原则：保证供电的可靠性。 按设计原则选用2台所用变压器互为备用。 二、所用变压器容量的选择 根据负荷资料，所用电率取1%。 主变容量： 近期：231500=63000KVA 远期：250000=KVA 所用电负荷： 近期：Sj1=630001%=630KVA 远期：Sj2=1%=10000KVA 选择 所选用的所用变容量SnSj 型式的选择：查110KV变电站设计指导，近期选用SC315/10/400型电力变压器作为所用变压器，远期选用SC500/10/400型电力变压器作为所用变压器（三）电气主接线设计方案的技术、经济比较与确定 一、各级电压配电装置接线方式的拟定 1、把对电气主接线设计的五点基本要求作为依据及电能资料的分析来拟定各级电压配电装置接线方式。 2、10KV电压母线接线方式（1）单母线接线，其简图见图一； （2) 单母线分段接线，其简图见图三； 3、3、110KV电压母线接线方式： （1）单母线接线，其简图见图一； （2）单母线分段接线，其简图见图三； （3）桥式接线，由于线路故障和操作的机会比变压器多，所以选用桥式时一般选用内桥式，其简图见图二； 4、主变压器台数：为了保证供电可靠性，故装设两台主变。 二、本变电所可能的电气主接线方案的拟定本变电所可能的电气主接线方案的拟定本变电所可能的电气主接线方案的拟定本变电所可能的电气主接线方案的拟定 （一）方案拟定（三）方案的技术比较 1、单母线接线： 优点： 结构简单清晰、操作简便、所用设备少、不易误操作； 节省投资和占地 易于扩建 缺点：母线停运（母线检修、故障，线路故障后线路保护或断路器拒动）将使全部支路停运，即停电范围为该母线段的100%，且停电时间长，若母线自身损坏需待母线修复之后方能恢复各支路运行。 通过该接线优缺点的分析，可见，KD变电所在系统中为终端变电所，对于110KV侧若采用该接线方式，一旦母线或母线侧隔离开关故障或检修，将造成全站停电，而KD变电所所处地柯达经济园区，全所停电将在经济上及政治上造成较大影响，故110KV不宜采用此接线；对于10KV侧若采用该接线方式，在母线或母线侧隔离开关故障或检修时将中断对用户的全部供电，且这种接线方式不利于向重要用户双电源供电，故10KV也不宜采用此接线。 2、母线分段接线 优点： 母线经断路器分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电； 一段母线故障时(或检修），公停故障（或检修）段工作，非故障段仍可继续工作。 缺点： 当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，接在该母线上的电源和出线，在检修期间必须全部停电；任一回路的断路器检修时，该回路必须全部停止工作。 通过该接线优缺点的分析，可见，对于110KV侧若采用该接线方式，其优点是当一段母线发生故障，分段断路器能自动把故障切除，保证正常段母线不间断供电和不至于造成用户停电；缺点是当一段母线侧隔离开关故障或检修时，接在该母线上的回路都要在检修期间停电，所以该接线方式对于110KV侧可以考虑。对于10KV侧若采用该接线方式，其优点是对重要用户可以从不同段母线引出两回路，有两个电源供电，增加了供电的可靠性；缺点是但一段母线或母线侧隔离开关故障或检修时，接在该母线上的回路都要在检修期间停电，所以该接线方式对于10KV侧可以考虑。 3、桥形（内桥）接线： 优点： 两台线路上装一台断路器，因此线路的投入和切除比较方便，当线路发生短路时，仅故障线路断路器跳开，仅停该线路，其它三回路仍可继续工作。 高压断路器数量少，容易发展为单母线分段接线。 缺点:变压器的投入和切除比较复杂，需要操作两台断路器并影响一回线路暂时停运。 通过该线路优缺点的分析，可见，在KD变电所首期负荷较少，引出线数目不多，考虑到变压器的故障及操作比线路少的情况下，110KV侧可以考虑采用此接线。一旦母线或母校侧隔离开关检修或故障时，将造成全站停电，二KD变电所所处柯达经济园区，全所停电将在经济上及政治上造成重大影响，故110KV不宜采用此接线；对于10KV侧采用该接线方式，在母线或母线侧隔离开关故障或检修时将中断对用户的全部供电。且这种接线方式不利于向重要用户双电源供电，故10KV也不宜采用此接线。 4、选用两台主变的优缺点 优点：可以满足全部用电负荷的需要，提高供电可靠性，当一台故障，另一台可以继续供电。 缺点：投资大、占地面积大。 5、从上述分析比较出两个技术上较好的方案： 方案：110KV电压母线采用单母线分段接线，10KV电压母线采用单母线分段接线； 方案：110KV电压母线采用内桥接线，10KV电压母线采用单母线分段接线（四）方案、方案的经济比较1、从电气设备数目及配电装置上进行比较2、计算综合投资Z Z=Z0(1+a/100)(元），式中Z0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投资；a为不明显的附加费用比例系数，一般110KV取90%。 主体设备的综合投资如下:3、计算年运行费用 U=aA+U1+U2(万元） 式中U1检修、维护费，一般为（0.0220.058）Z； U2折旧费，一般为（0.050.058）Z； A电能电价，一般可取0.1元/KWH(也可取各省、市的实际电价）； A变压器电能损失（KWH)（一年） 双绕组变压器： A=n(P0+KQ0)+1/n(P+Q)(S/Se)t(KWH) 式中n台数，n=2；t对应负荷运行S运行时的小时数，t=4250h； P0、Q0每台变压器的空载有功损耗，无功损耗Q0=0(%)Se/100; 0(%)台变压器的空载电流百分值； P、Q每台变压器的短路有功损耗，无功损耗Q=U0(%)Se/100； U0(%）变压器的短路电压百分值； K无功经济当量，系统中的变压器取0.1 则Q0=0%(Se/100)=1.1(31500/100)=346.5(kvar) Q=U0%(Se/100)=10.5(31500/100)=3307.5(kvar) A=2(42.20.1346.5)+1/2(148+0.13307.5)(27000/0.80.85/31500)1250=149.7(万KWH) 方案与方案的年运行费如下： 方案：U1=aA+0.1Z=0.1149.7+0.12193.987=234.27(万元） 方案：U2=aA+0.1Z=0.1149.7+0.11459.2=160.89(万元） （五）最佳方案的确定最佳方案的确定最佳方案的确定最佳方案的确定 1、从技术上比较：单母线分段的接线方式可靠性较高，而当采用内桥接线时，重要有一台变压器故障就会影响到线路停电，单变压器故障的几率较小，其寿命也就相对较长，一般为20年。 2、从经济上比较：因为Z1Z2,U1U2；所以最后选择方案为最佳方案，即110KV母线采用内桥接线，10KV母线采用单母线分段接线变电所电气主接线特点 （一）110KV母线接线：110KV母线采用内桥接线，其优点是：高压断路器少，四个元件只需三个断路器。缺点是：变压器的切除和投入较为复杂，需操作两台断路器并影响一回路暂时停运：连接桥断路器检修时两回路需解列运行；出线断路器检修时，线路需要在此期间停运。 （二）10KV母线接线：10KV母线采用单母线分段接线，其优点是：用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两回路，有两个电源供电；当一段母线发生故障时，分段断路器能自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电和不至于使重要用户停电。缺点是：当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，连接在该段母线的回路都要在检修期间停电；当母线为双回路时，常使架空线出现交叉跨越；扩建时需要两个方向均衡进行（四）短路电流的计算条件因为系统电压等级较高，输电导线的界面较大、电阻较小、电抗较大，因此在短路电流的计算过程中忽略R及X。 计算短路电流时所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式（即最大运行方式），而不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。 计算容量按无穷大系统容量进行计算。 短路种类一般按三相短路进行计算。 短路计算点如下： a 、d1110KV母线短路时的短路计算点； b 、d2两台主变并列运行时10KV母线短路时的计算点； c 、d3两台主变分列运行时10KV母线短路时的计算点； d 、d4所用电系统并列运行时母线短路的计算点； e 、d5所用电系统分列运行时母线短路的计算点。一、短路电流的计算方法短路电流的计算方法短路电流的计算方法短路电流的计算方法 方法：在工程设计中，短路电流的计算通常采用运算曲线法。 二、短路电流的计算步骤短路电流的计算步骤短路电流的计算步骤短路电流的计算步骤 选择计算短路点； 画出等值网络（次暂态网络）图： 首先去掉系统中的所有负荷分支、线路电容、各元件的电阻，发电机用次暂态电抗议Xd； 选取基准容量Sj和基准电压Uj(KV)(一般取各级的平均电压），计算基准电流Ij=S/U； 计算各元件换算为统一基准的标幺值； 绘制等值网络图，并将各元件统一编号，分子标各元件编号，分母标各元件电抗标幺值； 化简等值网络图： 为计算不同短路点的短路电流值，需将等值网络分别化简为以短路点为中心的辐射型的等值网络； 求出各电源与短路点之间的电抗，即转移电抗Xdn； 求计算电抗Xjs,即将各转移电抗换算为各电源容量（等值发电机容量）为基准的计算电抗Xjs1,Xjs2.； 由Xjs1,Xjs2.值从适当的运算曲线中查出各电源供给的短路电流周期分量标幺值（运算曲线只作到Xjs=3)； 计算无限大容量（Xjs3)的电源供给的短路电流周期分量； 计算短路电流周期分量有名值和短路容量； 计算短路电流冲击值； 绘制短路电流计算结果表。三、变电所三相短路电流计算（1）电力系统与KD变电所接线（2）选取基准值 Sj=100MVA Uj=Up, Uj1=115KV, Uj2=Uj3=10.5V, Uj4=Uj5=0.4KV, Ij=Sj/ 3Uj, Ij1=Sj/ 3Uj1 （3）网络各元件阻抗标幺值计算 X1=0.04519（已知） X2=X3=0.40.8(100/1152)=0.0145 X4=X5=10.5%(100/31.5)=0.3333 X6=X7=6%100/(31510)=19.0476 （4）绘制等值电路图（5）化简等值电路 在d-1发生断路时：X8=0.01452+0.0451=0.05235（6）计算三相短路电流及短路冲击电流 在d-1发生三相短路时： X8=0.05235 I=1/X8=1/0.05235=19.102 I1=I0.2=I=IIj1=19.102100/( 3115)=9.5(KA) Ich*=2.55I=2.5519.102=48.71 Ich=Ich*Ij1=48.71100/( 3115)=24.45（KA） Sd= 3I1Uj1= 39.59115=1910.2(MVA) 在d-2发生三相短路时： X9=0.219 I=1/X9=1/0.219=4.5662 I1=I0.2=I=IIj2=4.5662100/( 310.5)=25.11(KA) Ich*=2.55I=2.554.5662=11.64 Ich=Ich*Ij2=11.64100/( 310.5)=64（KA） Sd= 3I1Uj2= 325.1110.5=456.66(MVA) 在d-3发生三相短路时： X10=0. I=1/X10=1/0.03865=2.593 I1=I0.2=I=IIj3=2.593100/( 310.5)=14.26(KA)Ich*=2.55I=2.552.593=6.612 Ich=Ich*Ij3=6.612100/( 310.5)=36.36（KA） Sd= 3I1Uj3= 314.2610.5=259.34(MVA) 在d-4发生三相短路时： X11=9.7428 I=1/X11=1/9.7428=0.103 I1=I0.2=I=IIj4=0.103100/( 30.4)=14.87(KA) Ich*=2.55I=2.550.103=0.263 Ich=Ich*Ij4=0.263100/( 30.4)=37.96（KA） Sd= 3I1Uj4= 314.870.4=10.3(MVA) 在d-5发生三相短路时： X12=19.266 I=1/X12=1/19.266=0.0519 I1=I0.2=I=IIj5=0.0519100/( 30.4)=7.49(KA) Ich*=2.55I=2.550.0519=0.132 Ich=Ich*Ij5=0.132100/( 30.4)=19.05（KA） Sd= 3I1Uj5= 37.490.4=5.19(MVA)（7）三相短路电流计算结果表（五）继电保护与二次回路设计 （六）防雷与接地设计一.变电所的设备一旦遭受直接雷击，就有可能造成设备的严重损坏，引起长时间的停电，其后果是十分严重的。因此，变电所内的设备和建筑物必须有完善的直击雷保护装置。变电所内如下设备和建筑物应该有直击雷保护装置： 屋外的配电装置（包括母线廊道、架空母线桥、软连线等）； 遭受雷击后可能引起火灾的建筑物，例如露天的油箱和油务设备等建筑物以及易燃材料的仓库； 有爆炸危险的建筑物，例如氢气设备和乙炔发生装置等； 雷击后可能引起机械破坏的高大建筑物，例如烟囱、冷却塔和变压器修理间等。 变电所内的设备和建筑物可以用避雷针、避雷线，应根据具体条件合理选择。避雷针是我们最熟悉的防雷装置之一，它可分为单支的，双支的和多支的避雷针，它的作用是使雷电流按照预定的通路泄入大地。在一定高度的避雷针下面，有一个安全区域，在这区域中的物体基本上不致遭受雷击，这个安全区域一般叫做避雷针的保护范围。此外，避雷线装在发变电所内，便于进行定期的检查。 1、 避雷针位置的确定： 本站为100100m2的正方形，被保护物的高度为6米，为了在布置中力求既经济又合理，所以采用四针等高避雷针来防止直击雷，同时为了电气设备布置方便，避雷针的装置位置，应尽可能放在该变电站的边角，因此选择每针从它所相靠的两侧围墙分别往里挪2米的等距离避雷针来防护。 2、 避雷针保护范围的计算： D1=96m=D12=D23=D34=D41 D2=962+962=962m hx=6m 确定避雷针的高度范围： 因为规定一般两避雷针间的距离与针高之比D/h不宜大于5，即D/h5，则h/5，避雷针的高度应取最小值，所以D962+962=962m，即h 27.152m 取值计算，画图校验避雷针的高度将针高增至35m,针的位置不变。D1/h=96/35=2.745，D2/h=135.76/35=3.875，符合两避雷针间的距离之比不宜大于5,满足要求。因为h=35m30m,所以P=5.5/h=5.5/35=5.5/5.92=0.93, hx=6 mh/2 (注：以下计算公式的采用及说明均同于方案一) rx=(1.5h-2hx)P=(1.535-26)0.93=37.67m h01=h-D1/7p=35-96/7*0.93=35-14.75=20.25m h02=h-D2/7p=35-135.76/7*0.93=35-20.85=14.15m bx1=1.5(h01-hx)=1.5(20.25-6)=1.514.25=21.375m bx2=1.5(h01-hx)=1.5(14.15-6)=1.58.15=12.225m 此方案，经画图验证（参看图3），我们可以看出保护范围没有出现空白且有一点保护重复，由于考虑到画图验证时可能出现一些测量上的误差。所以重复一点是可取的，但不能重复大多，以免增加投资，该方案并向站外35KV线路延伸保护范围，以保护35KV线路的终端杆到站内35KV设备区架构间的导线，所以此方案成立。另外，避雷针与变压器的地上空气距离由下图可知8m,肯定小于14m，符合有关规定，再次证明此方案是可取的。 S=（20-2）2+（15-2）2 =182+132 =22.2m 说明：若4针满足条件，则其它3针都会符合条件，因为针4是距变压器最近的。二. 除了直击雷保护以外，当线路上落雷时，雷电进行波会沿着线路向变电所袭来，由于线路的绝缘水平比较高，这样入侵变电所的进行波的幅值往往很高，就有可能使主变压器和其它电器设备发生绝缘损坏事故。如果是终端变电所，则雷电进行波到达变电所时其电压还会因反射而升高，那么危险性就更大了。此外，由于变电所和线路直接相连，线路分布广，长度大，遭到雷击的机会很多，所以对变电所的每个进线段必须具有完善的保护，这是能否保证安全运行的关键。 对由线路侵入变电所的雷电波的保护，主要依靠进线保护段上的各种保护措施和变电所母线上的阀型避雷器或金属氧化物避雷器。 对于35110KV无避雷线的线路，当雷击于变电所附近线路的导线上时，沿线路入侵流经避雷器的雷电流可能超过5KA，而且陡度也可能超过允许值，因此对35110KV无避雷线的线路，在靠近变电所的一段进线上，必须装设避雷线，在进线段内出现雷电波的概率将大大减小，保证雷电波只能在进线段以外出现。架设避雷线的这段进线，称为变电所进线保护段，其长度一般取为12KM。 1、 进线保护设计： 进线保护的构成：进线保护由避雷线（分为全线有避雷线和未沿全线架设避雷线）和氧化锌避雷器构成。 如图a.未沿全线架设避雷线的进线保护（35KV）b. 全线有避雷线的进线保护（110KV） 进线保护的作用： 利用进线导体本身的阻抗，使流经避雷器的雷电流受到限制，使其幅值不超过5KA（在电压为330KV级时，为10KA），当雷电流很大时，利用导线上的冲击电晕来影响入侵波的陡度及其幅值下降。并通过进线段上氧化锌避雷器的作用使侵入波幅值，陡度不超过变电所的设备绝缘配合的要求，限制在避雷器所允许的范围内。 各元件的作用： 避雷线：（也叫架空地线），在近变电站的线路上，架设12KM避雷线作为进线保护段（本设计只有0.88KM,近乎于1KM所以取1KM,见(4)进线保护长度计算）在110KV及以上电压等级中,一般都是全线都装设避雷线,其作用有以下三点： a. 在避雷线保护范围及进线保护段以内的导线免受直击雷； b. 在最不利的情况下,即线路首端受到直击雷时,由于避雷线本身阻抗的作用,沿线路传达的雷电波幅值受到限制； c. 线路发生雷击后，入侵的雷电波最大值为线路的50%冲击电压，且具有直角波头。此电压已超过导线的临界电晕电压，因此在入侵波作用下，导线将发生电晕，由于电晕要消耗能量，可以使入侵波衰减与变形，这样就降低了入侵波的陡度，幅值也有所降低。 氧化锌避雷器的作用：（参看图a） YW1：在线路绝缘水平很高的情况下，限制入侵雷电波的幅值。（此氧化锌避雷器的接地电阻要求不大于10）。 YW2：在雷雨季中如变电所35110KV进线的隔离开关或断路器，可能经常处于断开状态，且线路侧又带电的情况下，当沿线路有50%幅值的雷电波入侵时，在断开点将发生全反射使电压升高一倍，可能发生冲击闪络而产生工频电弧，使开路的断路器或隔离开关烧毁，因此靠近隔离开关或断路器处，加装YW2。在断路器闭合运行时，入侵雷电波不应使YW2动作，即此时YW2在变电所阀型避雷器保护范围之内，退出运行，在断路器断开后，应将YW2投入运行。 YW3：(a)保护母线； (b)在断路器闭合运行时YW3保护YW2不误动作。 2、该站进线保护设计计算： 该站所有线路均顺设置进线保护。 进线保护长度计算： 母线架构高hd=6m,入侵波陡度a=0.75K