110KV变电站电气设计说明书.doc

110KV变电站电气设计说明书1 绪论现在，电力的使用已渗透到社会经济、生活的各个领域，一个国家的电气化程度已经成了衡量其国民经济发展水平和社会现代化水平高低的重要标志之一。21世纪最初的20年，是我国电力发展的关键时期，而重点是加强电网建设，而变电所是电网建设的关键之一。电力系统是由发电机，变压器，输电线路，用电设备（负荷）组成的网络，它包括通过电的或机械的方式连接在网络中的所有设备。电力系统中的这些互联元件可以分为两类，一类是电力元件，它们对电能进行生产（发电机），变换（变压器，整流器，逆变器），输送和分配（电力传输线，配电网），消费（负荷）；另一类是控制元件，它们改变系统的运行状态，如同步发电机的励磁调节器，调速器以及继电器等。供电的中断将使生产停顿，生活混乱，甚至危及人身和设备安全，形成十分严重的后果。停电给国民经济造成的损失远远超过电力系统本身的损失。因此，电力系统运行首先要满足可靠，持续供电的要求。变电所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。变电所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。这就要求变电所的一次部分经济合理、二次部分安全可靠，只有这样才能发挥自己的作用，为国民经济服务。变电所根据它在系统中的地位，可分为下列几类：1枢纽变电所 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330500kV的变电所，称为枢纽变电所。全所停电后，将引起系统解列，甚至出现瘫痪。2中间变电所 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23个电源，电压为220330kV，同时又降压供当地用电，这样的变电所起中间环节的作用，所以叫中间变电所。全所停电后，将引起区域电网解列。3地区变电所 高压侧电压一般为110220kV，向地区用户供电为主的变电所，这是一个地区或城市的主要变电所。全所停电后，仅使该地区中断供电。4终端变电所 在输电线路的终端，接近负荷点，高压侧电压为110kV，经降压后直接向用户供电的变电所，即为终端变电所。全所停电后，只是用户受到损失。本所位于某市边缘，除以10kV电压供给市区工业与生活用电之外，并以35kV电压向郊区工矿企业及农业供电。为新建变电所。本次设计的主要内容是RM110kV变电所设计的电气一次部分。此次设计的目的是通过变电所设计实践，综合运用所学知识，贯彻执行我国电力工业有关方针政策，理论联系实际，锻炼独立分析和解决电力工程设计问题的能力，为未来的实际工作奠定必要的基础，而本次设计过程中安排了到葛洲坝及三峡电厂参观实习，更容易将参观实习所学到的实际知识运用其中，提高自己的实际动手能力，把自己所学到的理论知识转化为实际运用的能力，真正实现素质教育的目的。本所的设计是在国家和地方的规划下进行的，是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。本所的设计包括电气一次系统中的主要部分。变电所设计以实际工程技术水平为基础，以虚拟的变电所资料为背景，从原始资料的分析做起，内容涵盖发电厂电气部分、电力系统分析等电气工程及其自动化本科教育期间的主要专业课。通过设计，将书本上的知识融入到工程设计的实际运用之中。拉近了理论与实际的距离，同时也为今后走向工作岗位奠定了夯实的基础。在设计过程中，初步体现了工程设计的精髓内容，如根据规程选择方案、用对比的方法对方案评价等。教会了我们在工程中运用所学的专业知识，锻炼了我们用实际工程的思维方法去分析和解决问题的能力。2 变电所总体分析与负荷分析2.1 变电所总体分析根据电力系统技术规程中的有关部分，特别是：第1.0.2条系统设计应在国家计划经济的指导下，在审议后的中期，长期电力规划的基础上，从电力系统整体出发，进一步研究提出系统设计的具体方案；应合理利用能源，合理布局电源和网络，使发、输、变电及无功建设配套协调，并为系统的继电保护设计，系统自动装置设计及下一级电压的系统等创造条件。设计方案应技术先进，过度方便，运行灵活，切实可行，以经济，可靠质量合格和充足的电能来满足国民经济各部门与人民生活不断增长的需要。第1.0.3条变电所的设计应依据工程的5-10年发展规划进行；做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。第1.0.4条变电所的设计必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理确定设计方案。第1.0.5条变电所的设计必须坚持节约用地的原则。2.1.1 设计依据电气设计技术规程第2.0.1条 变电所所址的选择，应根据下列要求，综合考虑确定：1靠近负荷中心；2节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地；3与城乡或工矿企业规划相协调，便于架空和电缆线路的引入和引出；4交通运输方便；5周围环境宜无明显污秽，如空气污秽时，所址宜设在受污源影响最小处；6具有适宜的地质、地形和地貌条件（例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所），所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意；7所址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，所区应有可靠的防洪措施或与地区（工业企业）的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位；8应考虑职工生活上的方便及水源条件；9应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响。本所位于姜寨县境内，资源丰富，工农业发展前景良好，除以10kV电压供给市区工业与生活用电之外，并以35kV电压向郊区工矿企业及农业供电。为新建变电所。本所电压等级为110/35/10kV，其中，110kV电压等级近期出线3回，远景发展2回；35kV电压等级近期出线6回，远景发展3回；10kV电压等级近期出线12回，远景发展6回。电力系统接线简图如下：图2.1 电力系统接线简图2.1.2 建站必要性考虑到该县农业生产的需要及市区工业及生活用电的要求，为了满足这些用电要求按照远景规划设计本所。2.1.3 所址概况所址地区海拔250m，地势平坦，输电线路走廊开阔，地震烈度6度。土壤性质为黄粘土，地耐力2.5kg/cm2，土壤电阻率120M。年最高气温+40C，年最低温度为-10C，年平均气温15C，最热月平均最高温度为+32C。最大风速为25m/s，微风风速3.5m/s，属于我国典型III级气象区。常年主导风向：NW。历年最大覆冰厚度：5 mm。热阻系数=120C.cm/W，土温20C。2.2 变电所负荷分析计算2.2.1设计依据电气设计技术规程1.0.2 系统设计应在国家计划经济的指导下，在审议后的中期、长期电力规划的基础上，从电力系统整体出发，进一步研究并提出系统的具体发展方案；应合理利用能源，节约能源；合理布局电源和网络，使发、输变电及无功建设配套协调，并为系统继电保护设计、系统安全自动装置设计及下一级电压的系统设计等创造条件；设计方案应技术先进，过度方便，运行灵活，切实可行，以经济、可靠、质量合格和充足的能源满足国民经济个部门与人民生活不断增长的需要。1.0.3 标准的系统设计应为编制和审批工程设计任务书，工程初步设计，近期计划及下一轮电力规划提供依据。1.0.5 系统设计的具体任务是：1分析并核算电力负荷和电量水平、分布、组成及其特性，必要时分析某些负荷可能变化的幅度；2进行电力电量平衡，进一步论证系统的合理供电范围和相应的联网方案，电源建设方案及系统调峰方案；3论证网络建设方案，包括电压登记、网络结构及过度措施；4进行无功平衡和电气计算，提出保证电压质量、系统安全稳定的技术措施，包括无功补偿设备、调压装置及提高稳定性的措施等；5计算各类电厂的燃料需要量，对新增火电的燃料的来源提出建议；6安排发、输变电工程及无功补偿项目的投产时间，提出主要设备的数量及主要规范，估算总投资和发、供电成本；上述任务可根据具体情况，在统筹全局的基础上有针对性地分阶段进行。1.0.6系统设计的设计水平年可分为今后等5至等10年的某一年，并应对过度年进行研究（5年内应逐年研究）远景水平年可为今后等10至等15年的某一年，且要与国民经济计划及规划的年份相一致，系统设计经审查后2至3年宜再行编制，一旦有重大变化应及时修改。（1）变电所在电力系统中的地位和作用。电力系统中的变电所有系统枢纽变电所，地区重要变电所和一般变电所三种类型。一般系统枢纽变电所汇集扩大电源，进行系统功率交换和以中压供电，电压为330500kV；地区重要变电所，电压为220330kV，一般变电所多为终端和分支变电所，电压110kV，但也有220kV。（2）变电所的分支和最终建设规模变电所依据510年电力系统发展规划进行设计。一般装设两台主变压器；当技术经济比较合理时，330500kV枢纽变电所也可装设34台主变压器；终端或分支变电所如只有一个电源时，可只装设一台主变；（3）负荷大小和重要性一级负荷必须有两个独立电源供电，且当任何一个电源断开后，能保证对全部一级负荷不间断供电；二级负荷一般要有两个独立的电源供电，且当任何一个电源短开后，能保证全部或大部分二级负荷不间断供电；三级负荷对三级负荷一般只需要一个电源供电；系统备用容量大小:a.运行备用810%，适用负荷实增、机组维修和故障运行三种情况。b.两台互为备用，保证灵活性和可靠性。本变电站以35kV和10kV两个电压等级对用户供电，变电站负荷分析以这两个电压等级为计算标准。2.2.2 35kV侧负荷分析35kV侧近期6回，远景发展3回。以下将具体分析各回出线的负荷情况：表0.1 35kV负荷表电压等级负荷名称最大负荷(MW)穿越功率(MW)负荷组成（%）功率因数Tmax(h)线长(km)近期远景近期远景一级二级35kV铁矿12340200.9600015铁矿22340200.9600015水泥厂1341520400.9600017水泥厂2340.9600017甲镇变2315 20400.9450014乙镇变23 0.9450010备 用1 2 备 用22备 用32远景综合最大负荷 (0.1)式中 同时系数，取0.9；各出线的远景最大负荷，MVA；各出线的自然功率因数， 线损率，取5%。2.2.3 10kV侧负荷分析10kV侧近期12回，远景发展6回。以下将具体分析各回出线的负荷情况：表 0.2 10kV负荷表电压等级负荷名称最大负荷(MW)穿越功率(MW)负荷组成（%）功率因数Tmax(h)线长(km)近期远景近期远景一级二级10kV磷肥厂1 2330300.855002磷肥厂2 2330300.855002纺织厂1220400.7560002.5玻璃厂1230300.8550001罐头厂1230300.850001机修厂1220300.840001.5中药厂1220300.855002县 直1330300.830002.5医 院1230300.845001南 关2320300.7835002北 关1220300.7835002西 关2420300.7840003备用12备用22备用32备用42备用52备用62所以远景总的最大综合负荷=27.3+35.7=63MVA2.2.4 一级和二级负荷分析远景级综合最大负荷计算公式（采用不计线损和负荷同时率）： (0.2)远景II级综合最大负荷计算公式：(0.3)经计算：远景二级负荷为17.17MVA，MVA3 主变压器的选择在变电所中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器。利用上节的有关负荷计算结果和以下国家能源部颁发的110kV变电所设计技术规程中有关规程，便可选择主变的台数、容量和型式。第4.1.1条 主变压器容量和台数的选择。凡装有两台（组）及以上主变压器的变电所，其中一台（组）事故停运后，其余主变压器的容量应保证该所全部负荷的70%，在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的级和级负荷。第4.1.2条 与电力系统连接的110kV变压器，若不受运输条件的制，应选用三相变压器。第4.1.4条 110kV具有三种电压的变电所中，如通过主变各侧绕组的功率均达到该主变容量的15%以上，或者第三绕组需要装设无功补偿设备时，均宜采用三绕组变压器。3.1 主变台数选择变电所主变的台数与电压等级接线方式传输容量以及系统的联系有密切关系。通常与系统具有强联系的大中型变电所，在一种电压等级下，主变应不少于二台。为保证供电的稳定性和远期发展，以及减少投资回收周期，本所采用两台主变。3.2 主变容量选择变电所主变容量，一般应按年远景负荷来选择。根据城市规划负荷性质电网结构等综合因素确定主变容量。(1) 按规划510年选择，并考虑远期1020年发展，对城郊变，应与城市规划相结合。(2) 由变电站带负荷性质及电网结构决定主变容量，对有重要负荷变电站，应考虑一台主变停运时期于主变容量在计及过负荷能力后的允许时间内，保证用户的一、二级负荷，对一般变电站，当一台主变停运时，其余主变应保证其余负荷的6070%。(3) 同级电压单台降压容量不易太多，应从全网出发，推行标准化、系列化。(4) 对城市的郊区一次变，在中、低压侧构成环网下，装两台。(5) 对地区性孤立的一次变或大工业的专用变电所，装三台。(6) 对规划只装两台，其主变基础按大于主变容量的12级设计以便发展时宜更换。1) 选择条件所选择的n台主变压器的容量n ，应该大于等于变电所的最大综合计算负荷，即 (0.1)式中 主变台数，为2台。 主变额定容量，MVA。2)校验条件装有两台及以上主变压器的变电所中，当其中一台主变压器停运时，其余主变压器的容量一般应满足60%70%的全部最大综合计算负荷，以及满足全部I类负荷SI和大部分II类负荷SII即 (n-1)(0.60.7) (n-1)联立以上两式，求它们的最大值，然后查变压器容量表，即得主变额定容量。根据负荷计算的已知条件，代入以上，求得主变额定容量，本所选择为31.5MVA，只装一台主变就能满足近期负荷，考虑负荷发展速度快，和再次改建将影响供电，本所一次施工全部安装2台变压器。3.3 主变型式选择主变压器型式的选择主要包含有：相数、绕组数、电压组合、容量组合、绕组结构、冷却方式、调压方式、绕组材料、全绝缘还是半绝缘、连接组别、是否选择自耦变、主变中性点接地方式等，以下分别论述。（1） 相数选择变压器有三相变压器和单相变压器。在330kV及以下的发电厂和变电所，一般选用三相变压器。单相变压器是由三个单相的变压器组成，造价高、占地多、运行费用高。只有受变压器的制造和运输条件限制时，才考虑用单相变压器组。所以此变电站主变压器选三相变压器。（2） 绕组数选择在具有三种电压等级的变电所中，如果通过主变各绕组的功率达到该变压器容量的15%以上，或在低压侧虽没有负荷，但是在变电所内需要无功补偿设备时，主变压器宜选择三绕组变压器，此变电站采用三绕组变压器。自耦变压器损耗小、造价低，但是其高中压侧必须都是中性点直接接地方式，所以对220kV及以上电压等级的变压器可以选择自耦变。但是由于其限制短路电流的效果差，保护配置和整定困难等，220kV及以下变电所选择普通三绕组变压器。（3） 绕组联结方式变压器绕组的联结方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统中变压器绕组采用的联结方式有星形和三角形两种。我国110kV及以上的电压等级均为大电流接地系统，为取得中性点都需要选择YN的联结方式，对于110kV变压器的35kV侧也采用yn的联结方式，以便接入消弧线圈，而610kV侧采用d形。故主变压器的联结方式为YN/yn0/d11接线。（4） 调压方式的选择变压器的调压方式分带负荷切换的有载（有励磁）调压方式和不带负荷切换的无载（无励磁）调压方式。无载调压变压器的分接头档位少，电压调整范围一般只有10%（即22.5%）以内，而有载调压变压器的电压调整范围大，能达到电压的30%，但其结构调压变压器复杂，造价高。近年来随着用户对电压质量要求的提高和有载调压变压器质量的提高，变电站的变压器选择有载调压方式。所以该变电站的变压器选择有载调压方式。（5） 变压器阻抗的选择变压器各侧阻抗值得选择必须从电力系统稳定、潮流方向、无功分配、继电保护、短路电流、系统内的调压手段和并列运行等方面进行综合考虑，并应以对工程起决定作用的因素来确定。 接发电机的三绕组变压器，为低压侧向高压侧输送功率，应选升压型变压器；变电所的三绕组变压器，如果高压侧向中压侧输送功率为主，则选用降压型变压器；如果以高压侧向低压侧输送功率为主，侧可选用升压型变压器,但如果需要限制610kV系统的短路电流，可以考虑优先采用降压结构变压器。该变电站选用升压型变压器。（6） 容量比变压器各绕组容量相对总容量由100/100/100、100/100/50、100/50/50等几种形式。由于110kV变压器总容量不大，其绕组容量对造价影响不大，但其中、低压侧的传输功率相对总容量都比较大，为调度灵活，一般采用100/100/100的容量比，因此该变电站采用100/100/100的容量比。（7） 变压器的冷却方式变压器的冷却方式有自然风冷、强迫风冷、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷和强迫导向油循环冷却等，它随变压器的型式和容量不同而异。一般中小容量的变压器选择自然风冷却和强迫风冷却；大容量的变压器采用强迫油循环风冷。此处采用自然风冷却。（8） 全绝缘半绝缘、绕组材料等问题全绝缘变压器的绕组首、尾绝缘水平是一样的，都是按照线电压设计的。为减小变压器的造价，变压器还可以采用半绝缘方式，即变压器绕组靠近中性点部分的主绝缘水平比绕组端首部的绝缘水平低，不适按照线电压设计，而是低一个电压等级。半绝缘变压器只允许在中性点直接接地的情况下运行。变压器绕组材料有铝绕组和铜绕组两种。一般变压器选用铝绕组，可以减小造价。如需减小变压器体积和降低变压器本身的损耗，则应选择铜绕组。（9） 变压器各侧电压的选择变压器的某个电压等级若作为电源，为保证向线路末端供电的电压质量，即保证在有10%电压损失的情况下，线路末端的电压为额定值，该侧的电压按照110%额定电压选择。而如果某个电压等级是线路的末端，该侧的电压应按照电网额定电压选择。变压器的高压侧相当于用电设备，其额定电压应为线路额定电压，低压侧相当于电源，其额定电压应为线路额定电压的1.05倍，又变压器二次电压为空载时的电压，带负荷时内部电压损耗为5%，故低压侧额定电压，分别为38.5kV和11kV，即主变电压组合为110/38.5/11kV。综上所述 主变压器的选择 型号：SFSZ731500/110 容量 31.5MVA 空载损耗50.3 短路损耗 175 连接组别 YN / yn0 / d11联接方式 阻抗电压 10.5kV/1718 kV /6.5 kV 额定电压 110 kV / 38.5 kV /11kV根据以上的原则和技术规范本变电所采用的变压器容量为两台31500kVA的变压器，调压方式为有载调压，绝缘方式为半绝缘。所选型号为：SFSZ7-31500/110，其参数如下表：表 0.1选择的主变型号参数表型号SFSZ7-31500/110额定容量31500kVA容量比100/100/100电压比11081.25%/38.522.5%/10.5%短路阻抗Uk1-2%=10.5,Uk1-3%=17.5,Uk2-3%=6.5连接组别YN/yn0/d11调压方式有载调压4 电气主接线4.1 电气主接线设计的基本要求与依据发电厂和变电所中的一次设备、按一定要求和顺序连接成的电路，称为电气主接线。它把各电源送来的电能汇集起来，并分给各用户。它表明各种一次设备的数量和作用，设备间的连接方式，以及与电力系统的连接情况。所以电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，对发电厂和变电所以及电力系统的安全、可靠、经济运行起着重要作用，并对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。4.1.1电气主接线设计的基本要求对电气主接线设计的基本要求，概括地说应包括可靠性、灵活性、经济性三方面。(1) 可靠性电能生产的特点是电能不能大量储存，发电、输电和用电必须在同一瞬间完成，任何一个环节出现故障都会造成供电中断，停电事故不仅给电力部门带来损失，给国民经济各部门带来的损失更严重，造成的人员伤亡、设备损坏、经济损失、城市生活混乱和政治影响都是难以估量的。保证电力系统的安全可靠运行是电力生产的首要任务，作为其中一个重要环节的电气主接线，首先应满足可靠性的要求。定性分析和衡量主接线可靠性的评判标准是1) 断路器检修时，能否不影响供电。 2) 断路器或母线故障以及母线或母线隔离开关检修时，停运的回路数的多少和停电的时间的长短，能否保证对I类负荷和大部分II类负荷的供电。3) 发电厂、变电所全部停运的可能性。4) 大机组和超高压的电气主接线能否满足对可靠性的特殊要求(2) 灵活性 电气主接线就能适应各种运行状态，并能灵活地进行运行方式的转换。灵活性包括以下几个方面1) 调度时，应可以灵活地投入和切除变压器和线路，调配断电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式以及特殊运行方式下的系统调度要求；2) 检修时，可方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修而不致影响电力网的运行和对用户的供电；3) 扩建时，可以容易地从初期接线过渡到最终接线。在不影响连续供电或停电时间最短的情况下，投入变压器或线路而不互相干扰，并且对一次和二次部分的改建工作量最少。(3) 经济性1) 节约投资主接线应力求简单清晰，节约断路器、隔离开关等一次设备；要使相应的控制、保护不过于复杂、节省二次设备与控制电缆等；能限制短路电流，以便于选择价廉的电气设备和轻型电器等。2) 占地面积小主接线的形式影响配电装置的布置和电气总平面的格局，主接线方案应尽量节约配电装置占地和节省构架、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，应采用三相变压器而不用三台单相变压器组。3）年运行费用小年运行费用包括电能损耗费、折旧费及大修费、日常小修的维护费等。电能损耗主要由变压器引起，因此要合理选择主变压器的型式、容量和台数及避免两次变压而增加损耗。另外，我们应重视国内外长期积累的运行实践经验，优先选用经过长期实践考验的主接线形式。4.1.2 电气主接线设计的依据1）变电所在电力系统中的地位和作用2）变电所的分期和最终建设规模3）负荷大小和重要性4）系统备用容量大小5）系统专业对电气主接线提供的具体资料4.2 各电压等级电气主接线设计在进行电气主接线设计时,一般根据设计任务书的要求,综合分析有关基础资料，拟订23个技术上能满足要求的方案进行详细技术经济比较，最后确定最佳方案。4.2.1 110kV侧接线的选择110kV近期设计回路数为3，最终为5回。先列出两个可行方案：单母分段接线和双母线进行比较。表4.1 110kV侧接线方案比较方案单母线分段双母线接线简图可靠性用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同母线段引出两个回路，用两个电路供电。当一段母线故障时，分段断路器自动切除故障母线保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电 。分段可以缩小母线停电范围的影响。任一母线及母线隔离开关检修,仅停检修段。任一回路断路器检修,所在回路停电。供电可靠，通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不至于供电中断，一组母线故障后能迅速恢复供电，检修任一组的母线隔离开关时只停该回路。扩建方便，可向双母线的左右送电。任何一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷的平均分配，不会引起原有回路的停电。经济性较好,费用低增加隔离开关数目,费用高.灵活性有一定灵活性，并在检修断路器时不至于中断对全部用户供电。运行方式灵活，增加一组母线和每回路需增加一组母线隔离开关。当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器容易误操作。对比以上两种方案：虽然双母线也能满足要求，但其投资大、经济性能差，故不采纳；将 I、II 类负荷的双回电源线不同的分段母线上，当其中一段母线故障时，由另一段母线提供电源，从而可保证供电可靠性，且六氟化硫断路器的安全性，可靠性较高，故采用单母线分段接线。4.2.2 35kV侧接线选择35kV出线回路数近期为6回，最终为9回；先列出两个可行方案：单母线分段接线和但母分段带旁母进行比较。表4.2 35kV侧接线方案比较方案单母线分段双母线接线简图可靠性用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同母线段引出两个回路，用两个电路供电。当一段母线故障时，分段断路器自动切除故障母线保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电 。分段可以缩小母线停电范围的影响。任一母线及母线隔离开关检修,仅停检修段。任一回路断路器检修,所在回路停电。供电可靠，通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不至于供电中断，一组母线故障后能迅速恢复供电，检修任一组的母线隔离开关时只停该回路。扩建方便，可向双母线的左右送电。任何一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷的平均分配，不会引起原有回路的停电。经济性较好,费用低增加隔离开关数目,费用高.灵活性有一定灵活性，并在检修断路器时不至于中断对全部用户供电。运行方式灵活，增加一组母线和每回路需增加一组母线隔离开关。当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器容易误操作。对比以上两种方案：单母分段带旁母接线可靠性增加了，切换操作比较麻烦，而使用单母分段采用六氟化硫断路器，从而可保证供电可靠性，故采用单母线分段接线。4.2.3 10kV侧接线选择10kV出线回路数近期为12回，最终为18回；先列出两个可行方案：单母线分段接线和双母线接线进行比较。 表4.3 10kV侧接线方案比较方案单母线分段手车式单母线分段接线简图可靠性用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同母线段引出两个回路，用两个电路供电。当一段母线故障时，分段断路器自动切除故障母线保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电 。分段可以缩小母线停电范围的影响,任一母线及母线隔离开关检修,仅停检修段.任一回路断路器检修,所在回路停电。重要用户可以从不同母线段上分别引出两回馈线向其供电，保证不中断供电。任一母线或母线隔离开关检修时，仅停该段，不影响其他段运行，减小了母线检修时的停电范围。出线断路器检修时，由于采用手车式，只需短时停电。经济性相比于手车式单母线分段，单母线分段带旁路母线的配电装置占地面积大，增加了断路器和隔离开关的数量，接线复杂，投资增大。灵活性采用旁路母线，虽不需要停电检修出线断路器，但需通过较复杂的倒闸操作。 采用手车式配电装置，断路器可以快速更换进行检修，方便灵活，无需倒闸操作。对比以上两种方案：以上两种方案均能满足主接线要求，但由于它与用户连在一起，并且出线较多，所以采用手车式单母线分段。综上：110kV侧采用单母线分段接线；35kV侧采用单母线分段接线；10kV侧采用手车式单母线分段。4.3 主变中性点接地方式选择4.3.1 10kV侧限流问题根据电气设计手册I第2.6节中“变电所610kV侧短路电流的限制”规定：限制变电所610kV侧短路电流不超过1631.5kA，以便采用价廉轻型的SF6断路器，并且使选用的电缆截面不致过大，一般采用下列措施：4.3.1.1 变压器分列运行在变电所中，母线分段电抗器的限流作用小，故采用简便的两台变压器分列运行的方法来限制短路电流，其优点如下：（1）610kV侧发生短路时，短路电流只通过一台变压器，其值较两台变压器并联时大为减小，从而在许多情况下允许610kV侧装设轻型断路器；（2）使无故障母线段维持较高的剩余电压。但也有不足之处：（1）变压器负荷不平衡，使能量损耗较并列运行时稍大；（2）一台变压器故障时，该分段母线在分段断路器接通前要停电，但可由分段断路器装设自动投入装置解决。4.3.1.2 在变压器回路装设电抗器或分裂电抗器当变压器容量增大，分裂运行不能满足限制短路电流要求时，可在变压器回路装设分裂电抗器或电抗器。采用分裂变压器：变压器低压绕组分裂成相等容量的两个绕组，可大大增加各个分裂绕组和分裂绕组间的电抗，减小短路电流。在出线上装设电抗器：当6-10kV侧短路电流很大，采用其它限流措施不能满足要求时，就要采用在出线上装设电抗器的接线，但这种接线投资贵，需建设两层配电装置楼，故在变电所中一般不采用出线装设电抗器的接线4.3.2 变压器中性点接地方式根据电气设计手册I第27节中关于“主变压器中性点接地方式”的规定：电力网中性点的接地方式，决定了主变压器中性点的接地方式。1） 变压器的110kV侧采用中性点直接接地方式根据电气设计手册I第27节中关于“主变压器中性点接地方式”的规定，电力网中性点的接地方式，决定了主变压器的中性点的接地方式。变压器中性点接地点的数量应使电网所有短路点的综合零序电抗与综合正序电抗之比X0/X13，以使单相接地时全相上工频电压不超过阀型避雷器的灭弧电压；X0/X11.5以使单相接地时短路电流不超过三相短路电流.所有普通变压器中性点都经隔离开关接地，以使运行调度灵活选择接地点。选择接地点时应保证任何故障形式都不应使电网解列成中性点不接地的系统.。2）主变压器663kV多用中性点不接地或经消弧线圈接地方式663kV电网多采用中性点不接地方式，但当单相接地故障电流大于30A (610kV电网)或10A(2063kV电网)时，中性点应经消弧线圈接地，用消弧线圈接地时应注意：消弧线圈应由系统统筹规划，分散布置，应避免整个电网中只装一台消弧线圈，也应避免在一个变电所中装设多台消弧线圈，在任何运行方式下，电网不得失去消弧线圈的补偿。在变电所中，消弧线圈一般装在变压器中性点上610kV消弧线圈也可装在调相机的中性点上。当两台主变压器合用一台消弧线圈时，应分别经隔离开关与变压器中性点相连。消弧线圈的补偿容量按下式计算： (0.1)其中 k系数，过补偿取1.35 Ue电网或发电机回路的额定线电压(kV) Ie电网或发电机回路的电容电流(A)电网的电容电流Ie，应包括有电气连接的所有架空线路，电缆线路，发电机，变压器以及母线和电器的电容电流，并考虑电网510年的发展架空线路的电容电流可按下式估算：(0.2)2.7系数，适用于无架空地线的线路 3.3系数，适用于有架空地线的线路本设计中负荷均采用架空线路，且35kV及以下电压等级无避雷线电缆按下式计算：（A）本设计中负荷35kV采用架空线，且35kV及以下电压等级无避雷线，10kV采用电缆出线。表4.4 厂所母线增加的电网电压6kV10kV35kV63kV110kV18%16%13%12%10%35kV侧： 10kV侧：由此分析：主变中压侧和低压侧中性点均不接地。4.4 所用变设计4.4.1 所用变容量台数和接线设计根据经验和参考其他110kV变电站，本所所用变压器容量选择50kVA。所用变压器台数选择：变电所宜从主变低压侧分别引接两台容量箱体可互为备用的所用工作变压器每台所用变的容量按全所计算负荷选择，本所所用变选择2台。所用变引接方式选择：因本所10kV侧采用单母线分段接线形式，且选用两台所用变，故使两台所用变分别接于两段10kV母线上。此外，所用变二次侧采用三相四线制接线，给本所所用低压负荷供电。4.4.2 所用变型号选择由，查变压器选型表，选用型号为S950/10的所用变，其有关参数如下：表4.5所用变型式选择结果型号额定容量/kVA额定电压/kV损耗/kW阻抗电压/%空载电流/%联结组别总重/t高/低空载短路S9-50/1050105%/0.40.170.8742Yyn00.474.5 无功补偿设计4.5.1 无功补偿设计意义与原则电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力网络安全经济运行，对保证用户的安全用电和产品质量是非常重要的，根据统计，用户消耗的无功功率是它的有功功率的50100%，同时电力系统本身消耗的无功功率可达到用户的2575%。无功功率的不足，将造成电压的下降，电能损耗增大，电力系统稳定的破坏，所以电力系统的无功电源和无功功率必须平衡，总之，补偿变压器的无功损耗，补偿高压网的无功缺额，可以减少无功功率的传输，提高电压质量和减小电能损耗。无功补偿原则：对无功电源与无功负荷采取在各级电压电网中分级补偿、就地平衡的原则。 4.5.2 补偿方法补偿方法主要有串联补偿和并联补偿两类。其中，串联补偿主要是采用串联电容器装置；并联补偿主要采用并联电容器装置、静止补偿装置和并联电抗器装置等。本设计采用并联电容器补偿装置，向电网提供可阶梯调节的容性无功，以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗，提高电网电压和功率因数。4.5.3 补偿电容器选择根据并联电容器装置设计技术规程SDJ2585电容器装置的总容量应根据电力系统无功规划设计，调相调压计算及技术经济比较确定，对35110kV变电所中电容器装置的总容量，按照无功功率就近平衡的原则，可按主变压器容量的10%30%考虑。所以，对本所中电容器装置的总容量按主变压器容量的20%考虑，即：31.520%2=12.6MVar电容器装置宜设在主变的低压侧或主变主要负荷侧。小电流接地系统的电容器装置应采用中性点不接地的星形或双星形接地。电容器装置每相的电容器，应采用先并联后串联的连接方式。单台电容器的容量选择按电容器组单相容量和每相电容器的串、并联台数确定，每相各串联段中电容器的并联台数宜小于最大并联台数。可选择型号为的电容器，其技术参数为：表4.6 补偿电容器型式选择结果补偿电容器型号额定电压（kV）额定容量（kVar）额定电容（F）质量（kg）50039.4894外形尺寸LL1L2Bh1hHF62568573517365592可计算并联电容器的个数：（个）因为本所采用Y型连接，而且要在10kV单母线分段的两端各接入一组，故电容器个数应为6的倍数，应选36个。5 短路电流计算5.1 短路电流计算概述5.1.1 短路电流计算的目的在变电所电气设计中，短路电流计算是一个重要环节。其目的主要是为以下提供方面的确定依据。(1)电气主接线比选(2)选择导体和电器(3)确定中性点接地方式(4)计算软导体的短路摇摆(5)确定分裂导线间隔棒的间距(6)验算接地装置的接触电压和跨步电压(7)选择继电保护装置和进行整定计算5.1.2 系统运行方式的确定系统运行方式主要有三种，即系统最大运行方式、系统最小运行方式和系统正常运行方式。现将简介前两种系统运行方式。5.1.2.1 系统最大运行方式根据系统最大负荷的需要，电力系统中的所有可以投入的发电设备都投入运行，以及所有线路和规定接地的中性点全部投入运行的方式。该运行方式是考虑了系统510年的发展，对于本设计要考虑远景发展。该运行方式主要用在电气设备的选择校验和保护的整定计算中。5.1.2.2 系统最小运行方式根据系统负荷为最小，投入与之相适应的发电设备且系统中性点只有少数接地的运行方式。该运行方式主要针对近期系统规模而言，主要用在保护的灵敏度校验当中。5.1.3 短路形式的确定三相系统中短路的基本类型有四种，即三相短路、两相短路、两相接地短路和单相接地短路。电气设备的动、热稳定校验，一般按短路情况最严重的短路形式计算，而电气距离距电源较远的变电所，一般三相短路最严重，故本设计中短路电流均按三相短路的情况进行计算。5.1.4 短路计算点的确定选取短路计算点的个数，主要依据变电所的电压等级数，故本所设三个短路点，分别以K1、K2、K3表示110kV、35kV和10kV工作母线上的短路点，其中10kV侧计算并列和分裂运行两种情况的短路电流。然后根据这三个短路点来依次计算对应点的短路电流值，并利用这三个短路点的短路电流值来校验电气设备和继电保护。5.2 短路电流的计算高压短路电流计算一般只计及各元件的电抗，采用标幺制形式的近似计算法。标幺制中各物理量均用标幺值来表示，此方法使运算步骤简单、数值简明便于分析。标幺值的一般数学表达式为5.2.1 基准值的选取基准有四个，即基准容量（SB）、基准电流（IB）、基准电压（UB）和基准阻抗（ZB）。在此计算中，选取基准容量SB=1000MVA，基准电压UB为各电压级的平均额定电压（115kV、37kV、10.5kV）。选定基准量后，基准电流和基准阻抗便已确定：基准电流：(0.1)基准阻抗： (0.2)5.2.2 元件电抗标幺值的计算（1） 系统S的等效电抗标幺值：或(0.3)式中 系统的容量，MVA； 系统以其本身容量为基准的等效电抗标幺值。（2） 线路电抗标幺值：(0.4)式中 线路单位长度的电抗值，110kV及以下一般为单根导线，为0.4/km； 线路的长度，km。（3）变压器电抗标幺值：本设计中主变为三绕组，已给出了各绕组两两之间的短路电压百分数，即、。则可求出高、中、低压绕组的短路电压百分数，分别为(0.5) (0.6)(0.7)再按与双绕组变压器相似的计算公式求变压器高、中、低压绕组的电抗标幺值，分别为(0.8) 5.2.3 网络化简网络化简的目的是简化短路电流计算，以求得电源至短路点间的等值阻抗。表5.1网络变换的图形和公式表变换名称变换前网络变换后网络变换后等值电抗串联并联5.2.4 各短路点的短路电流计算本设计仅有两个电源，且它们距本所的电气距离差别较大，故采用个别法来计算各短路点的短路电流。各短路点的短路电流计算步骤如下：（1）网络化简，得到各电源对短路点的转移电抗X；（2）求各电源的计算电抗Xjs（将各转移电抗按各电源容量S归算）： (0.9)（3）查运算曲线，得到以各电源容量为基准值的各电源至短路点电流标幺值；（4）求（3）中各电流的有名值之和，即为短路点的短路电流，并计算短路电流冲击值ish。在本设计计算中，考虑了远期发展中两台主变低压侧是并列运行还是分列运行，将两种运行情况均考虑在内。5.2.5 短路电流计算的结果表 5.2 短路电流计算的结果（kA）电压等级短路点110kVK12.6392.6392.6392.6396.72935kVK24.3794.3794.3794.37911.16710kV并列K39.6419.6419.6419.64124.584短路电流计算过程见附录。6 电气设备选择6.1 电气设备选择的一般原则与技术条件6