风电场升压站电气系统设计

PAGE28摘要近年来随着国家对节能环保越来越重视，我省近两年迅速建设许多光伏电站、风电发电站。变电站是电力系统的一个重要组成部分，由电气设备及配电网络按一定的接线方式所构成，他从电力系统取得电能，通过其变换、分配、输送与保护等功能，然后将电能安全、可靠、经济的输送到每一个用电设备的转设场所。作为电能传输与控制的枢纽，变电站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。随着计算机技术、现代通讯和网络技术的发展，为目前变电站的监视、控制、保护和计量装置及系统分隔的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。随着电力技术高新化、复杂化的迅速发展，电力系统在从发电到供电的所有领域中，通过新技术的使用，都在不断的发生变化。变电所作为电力系统中一个关键的环节也同样在新技术领域得到了充分的发展。关键词：风力升压站变压器选择电气设备选择电气主接线站用电设计目录1.原始资料及其分析 11.1原始资料 11.1.1电力系统接线简图 11.1.2建设预期 11.1.3环境条件 11.2原始资料分析 22.电气主接线 32.1对电气主接线的基本要求 32.1.1可靠性 32.1.2灵活性 32.1.3经济性 32.2电气主接线的基本原则 42.3变电站的主接线形式 42.3.1110kV侧主接线 42.3.235kV侧主接线 42.4方案确立 42.5电气主接线图 53.风电机组与箱变接线设计及选择 63.1风机选择 63.2箱式变压器的选择 83.2.135kv箱变选择原则 83.2.2最终箱变确定参数 83.3风电机组与箱变接线设计 83.4电缆选择 93.4.1690V电力电缆 93.4.235KV电力电缆 93.5风电场集电环节设计及电缆选择 93.5.1设计总则 93.5.2集电线路架空线路 103.5.3集电线路电缆选择 104.变压器的选择 114.1主变压器的选择原则 114.2主变台数确定 114.3主变压器容量确定 114.4变压器类型的确定 114.4.1相数的选择 114.4.2绕组形式 114.4.3变压器中性点接地方式 124.5主变选择结果 125.站用电设计 135.1站用电系统 135.2站用变压器的选择 139.4.135kV线路保护 359.4.235kV母线保护 359.5主变压器保护 359.5.1基本技术条件 359.5.2主变压器保护方案 369.6保护配置总方案 3610.直流及UPS系统 3810.1直流系统概述 3810.2高频开关电源 3810.3UPS系统概述 3910.3.1UPS电源运行方式 3910.3.2UPS电源设计图 3911.电气总平面布置及各级配电装置 4111.1电气总平面布置 4111.2各级电压配电装置 4112.风电场一次设备总图 42致谢 43参考文献 44风电场升压站电气系统设计1.原始资料及其分析1.1原始资料1.1.1电力系统接线简图110kV系统X1=0.0839，X0=0.0896(Sj=100MWA)箱变1.5MVA35±2x2.5%/0.69kV风力发电机1.5MW共三回1.1.2建设预期新疆布尔津县风力升压站预计建设两期共9.9MW风力发电场，本次建立一期4.95MW风力发电场同时做好二期预留，通过220龙湾变并入电网。1.1.3环境条件序号名称单位环境条件1周围空气温度最高气温℃+40.7最低气温-40最大日温差K252海拔m＜25003太阳辐射强度W/cm20.14污秽等级Ⅲ5覆冰厚度mm106风速/风压m/s/Pa35/7007湿度日相对湿度平均值%≤95月相对湿度平均值≤908耐受地震能力（水平加速度）m/s20.2g1.2原始资料分析布尔津县风力升压站110kV出线一回，接入布尔津县220kV变电站110kV线路，线路采用架空线长约5km，远期维持不变；35kV本期出线3回，线路采用架空线和直埋相结合，架空线长约0.9km直埋长约22.02.电气主接线电气主接线是发电厂、变电站电气设计的首要部分，也是构成电气系统的主要部分。电气主接线是由电气设备通过连接线，按其功能要求组成接受和分配电能的电路，成为传输强电流、高电压的网络，故又称为一次接线。由于本设计的变电站有三个电压等级，所以在设计的过程中首先分开单独考虑各自的母线情况，考虑各自的出线方向。论证是否需要限制短路电流，并采取什么措施，拟出几个把三个电压等级和变压器连接的方案，对选出来的方案进行技术和经济综合比较，确定最佳主接线方案。2.1对电气主接线的基本要求对电气主接线的基本要求，概括地说包括可靠性、灵活性和经济性三方面2.1.1可靠性安全可靠是主接线的首要任务，保证供电可靠是电气主接线最基本的要求。电气主接线的可靠性不是绝对的。所以在分析电气主接线的可靠性时，要考虑发电厂和变电站的地位和作用、用户的负荷性质和类别、设备的制造水平及运行经验等诸多因素。2.1.2灵活性

电气主接线应能适应各种运行状态，并能灵活的进行运行方式的转换。灵活性包括以下几个方面：（1）操作的灵活性（2）调度的灵活性（3）扩建的灵活性2.1.3经济性在设计主接线时，主要矛盾往往发生在可靠性和经济性之间。通常设计应满足可靠性和灵活性的前提下做到经济合理。经济性主要通过以下几个方面考虑：（1）节省一次投资。如尽量多采用轻型开关设备等。（2）占地面积少。由于本变电站占用农田所以要尽量减少用地。（3）电能损耗小。电能损耗主要来源变压器，所以一定要做好变压器的选择工作。（4）主接线还应简明清晰、运行维护方便、使设备切换所需的操作步骤少，尽量避免用隔离开关操作电源。2.2电气主接线的基本原则电气主接线的基本原则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、标准为准则，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各种技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能的节省投资，就地取材，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。2.3变电站的主接线形式2.3.1110kV侧主接线对于110kV侧来说，因仅有一个出线，所以110kV采用线路-变压器组接线。110kV母线运行方式：采用单母线运行方式。110kV中性点接地方式：中性直接接地方式。2.3.235kV侧主接线对于35kV侧来说，因仅有三个出线及几个馈线，所以35kV采用单母线接线。35kV母线运行方式：采用单母线运行方式。35kV接地方式:经接地变接地电阻方式接地。2.4方案确立本工程只建设一期项目同时为二期做好预留，建设规模如下：计划建设单机容量1500kW风力发电机组33台，每台风力发电机组均采用一发一变组单元接线方式；发电机出口电压690V经箱变压器升压后接至35kV集电线路，由第一条、第二条、第三条35kV集电线路并联接入风电场升压站35kV母线。35kV侧：终期5回电缆出线，2回SVG馈线，2回接地变馈线，1回场用变馈线，35kV单母线分段接线；本期3回电缆出线，1回SVG馈线，1回场用变馈线，1回接地变馈线，采用单母线接线，风电场升压站2台容量50MVA主变压器。本期建设1台容量50MVA主变压器。升压站终期高压侧110kV为单母线接线；终期1回进出线，单母线接线；本期出线1回，采用单母线接线。经主变升压后由GIS室110kV出线接至110kV龙湾变，并入电网系统。2.5电气主接线图3.风电机组与箱变接线设计及选择3.1风机选择根据当地条件，选择已在当地实验成熟机型，方便后期维护，风机参数如下。生产厂家广东明阳风电产业集团有限公司总容量49.5MW轮毂高度65米单机容量1500kW额定功率kw1500叶轮直径m82.7切入风速m/s3切出风速(10分钟平均值)m/s25额定风速m/s10.5抗最大风速（3s均值）m/s70设计寿命年20叶轮及叶片叶片长度m40.25叶片材料玻璃纤维增强树脂叶轮转速rpm17.4扫风面积m25320齿轮箱传动方式两级行星齿轮，一级平行轴齿轮传动比率103.4483发电机类型双馈异步发电机额定功率kw1500额定电压v690额定电流A1169额定转速rpm1720额定频率Hz50绝缘等级F防护等级IP54制动系统主制动系统变桨独立制动第二制动系统单盘式，失效安全，主动型（在电网断开期间可让传动系统停车）变桨系统类型电动式变桨轴承形式4点接触双滚珠轴承，内齿控制系统控制柜明阳/Beckhoff变频器IGBT双向逆变额定输出功率因数±0.95（可调节）防雷保护描述单位MY1.5防雷设计标准按照IEC1024-II设计，符合GL认证规范防雷措施电气接地、叶尖和叶片中部接闪等风力发电机组接地电阻Ω≤4塔架类型钢制锥筒高度m65表面防腐喷漆防腐重量机舱吨64叶轮吨353.2箱式变压器的选择3.2.135kv箱变选择原则（1）台数的确定，根据一台风力发电搭配一台箱式变电站的方案。共需33台箱式变电站。（2）容量的确定单元接线中的箱式变电站容量应按发电机额定容量扣除本机组的负荷后，预留10％的裕度，已知风机自生消耗功率0.1KW。=1.1（—风机消耗）—风力发电机容量—通过箱式变电站的容量发电机的额定容量为1500kW，经过变压器的容量为：=1.1（—风机消耗）=1.55MVA由上计算结果选取容量为1600KVA的箱式变电站。3.2.2最终箱变确定参数名称组合式变压器额定容量1600KVA额定电压36.5×（1±2×2.5%）/0.69kV额定频率50HZ额定电流25.31/1338.78A连接组别Dyn11冷却方式ONAN调压方式无载调压3.3风电机组与箱变接线设计风电机组电气主接线一般采用一机一变的单元接线方式。风电场风电机组通过风电机组监控系统接入风电场升压变电站监控系统，风电机组升压变压器由风场运行人员维护。设计依据参照《变电所初步设计内容深度规定》、《国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定》、《风电场接入电网技术规定》等。对于3MW及以下容量的风电机组出口电压一般为0.69KV，经风电机组升压变压器升压至35KV，通过35KV集电线路汇流后，接入风电场升压站的35KV母线侧，经升压站主变压器升压后送至系统。（1）风电机组升压变压器高压侧（35KV侧）：对2MW以下的风电机组，采用负荷开关与熔断器组合方式；对3MW容量及以上机组，采用真空断路器形式。我们是1.5MW的风电机组，我们采用负荷开关与熔断器组合方式。（2）风电机组升压变压器高压侧（0.69KV侧）：风电机组低压侧（0.69KV侧）设备配置，应考虑风机供货商的技术要求，如风机总开关的配置等，并在与风电机组供货商签订的协议中确定。3.4电缆选择3.4.1690V电力电缆根据下列公式：则I=P/√3U≈1255A通过查电缆选型手册，查得我们需要的电缆型号为：风力发电专用ZC-FDEF(-25)-1*240mm²电力电缆。3.4.235KV电力电缆根据下列公式：则I=P/√3U≈24.74A通过查电缆选型手册，查的我们需要的电缆型号为：YJV-26/35KV-1*50mm²3.5风电场集电环节设计及电缆选择本次我们的设计容量为49.5MW,对于1.5MW的风电机组，总共有33台风力发电机组，我们设计分为3组，每组11台。3.5.1设计总则风电场集电线路是将每台风电机组升压变压器高压侧电力通过线路汇集输送到风电场升压变电站。其电压等级一般为35KV，主要采用架空线路和直埋电缆。架空线是主要输送型式，在风景区、草原牧场、沿海滩涂等地宜采用直埋电缆输送形式。当线路为架空线时，一般采用35KV的1*50mm²的担心电缆引至线路终端杆（塔）顶部，再T接到架空线上。风电场分布区域广泛，既有山区、丘陵，又有平原、沿海滩涂。按照集电线路工程标准地形条件分，可分为平地、河网泥沼、丘陵、山地和高山大岭五类，但从架空线路铁塔设计的影响来看，则可归纳为平地（含河网泥沼）和山区（含丘陵、山地和高山大岭）两大类。电缆线路地形划分为内陆河沿海滩涂两大类。3.5.2集电线路架空线路风电场容量一般为50MW（或其整数倍）左右，由几十台风机组成，由于受单回路输送容量及线路长度限制，架空集电线路一般采用2～3回线路输送。为减少线路总长度、缩小线路走廊，山区及丘陵地带一般采用2个回路输送，平原及沿海滩涂地带可考虑3个回路输送。采用2个回路输送，每回路输送容量25MW,导线截面一般用240mm²；采用3个回路输送，每回输送容量16.5MW，电线截面一般选用150mm²。我们采用2个回路输送电量，分支输送容量16.5MW，导线截面一般选用95mm²。3.5.3集电线路电缆选择由于电缆上面连接的风电机组越多电缆的横截面积就越大，所以我们这里约定将风电机组4台看成一组，共用一根电力电缆，所以根据公式：计算得出电缆的电流值：I=272A通过查电力电缆选型手册，所以得选择交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套电力电缆：YJLV/YJLY-26/35KV-1*95mm²4.变压器的选择主变的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构，它的选择依据除了依据基础资料外，还取决于输送功率的大小，与系统联系的紧密程度。另外主变选择的好坏对供电可靠性和以后的扩建都有很大影响。总之主变的选择关系到待建变电站设计的成功与否，所以对主变的选择我们一定要全方面考虑。既要满足近期负荷的要求也要考虑到远期。4.1主变压器的选择原则主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上的主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，也可装设一台主变压器。4.2主变台数确定由原始资料可知，待建风力升压站，出线较少，且本期即为远景，所以考虑初期用一台主变，预留一台。4.3主变压器容量确定本工程是风力升压站，风力电站共33台1.5MW的风力发电机。风力发电机共计49.5MW，风力升压站采用一台50MVA的变压器即可。4.4变压器类型的确定4.4.1相数的选择变压器的相数形式有单相和三相，主变压器是采用三相还是单相，主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素。一台三相变压器比三台单相变压器组成的变压器组，其经济性要好得多。当不受运输条件限制时，在330kV及以下的发电厂用变电站，均选用三相变压器。同时，因为单相变压器组相对来讲投资大、占地多、运行损耗也较大，而不作考虑。因此该风力升压站采用三相变压器。4.4.2绕组形式绕组的形式主要有双绕组和三绕组。一般应优先考虑三绕组变压器，因为一台三绕组变压器的价格及所用的控制电器和辅助设备，比两台双绕组变压器都较少。对深入引进负荷中心，具有直接从高压变为低压供电条件的变电站，为简化电压等级或减少重复降压容量，可采用双绕组变压器。本待建风力升压站具有110kV,35kV两个电压等级，所以拟采用双绕组变压器。4.4.3变压器中性点接地方式主变侧中性点采用经隔离开关直接接地方式。4.5主变选择结果项目参数型式三相双绕组油浸式有载调压风冷变压器相数3相额定容量50MVA额定电压115±8×1.25%/35kV接线组别YNd11阻抗电压Ud%＝10.5冷却方式ONAF使用条件户外式5.站用电设计站用电接线方式，因变电所在电力系统中所处的地位、变电站主接线和主设备的复杂程度、以及电网的特性而定。而所用变压器和所用配电装置的布置，则常结合变电所主要电工构、建筑物的布置来确定。5.1站用电系统本站共需两个独立的站用电源，其中#1站用电源引自35kV母线上的站用接地变二次绕组。根据站用电负荷统计结果（见表站用电负荷统计表），站用电容量为250kVA。临时施工电源由站外10kV线路引接，施工电源变压器兼为#2站用变压器。5.2站用变压器的选择5.2.1站用电负荷统计表序号名称额定容量（kW）运行方式统计负荷（kW）1远动电源5经常连续52通信电源5经常连续53蓄电池充电电源6经常连续64二次设备室电源10经常连续105SVG控制柜电源15经常连续156主变端子箱3.5经常连续3.57事故切换屏4经常连续48消防稳压泵11经常连续5.59110kV线路断路器端子箱3.5经常连续3.510生产综合楼一层电源箱20经常连续2011深井泵电源3不经常012消防水泵60不经常013SF6报警装置2不经常014移动式潜污泵1.1不经常015生活污水处理装置7.5不经常016消防泵房电动葫芦4不经常0小计P1（动力负荷）77.51110kV断路器加热1.8经常连续0.6235kV断路器加热1.3经常连续1.23暖通负荷101经常连续101小计P2（电热负荷）102.81生产综合楼照明28经常连续282户外照明5经常连续5335kV配电装置照明2经常连续24SVG控制室照明4经常连续45车库及备件库照明4经常连续46油品库照明4经常连续47消防报警电源2.2经常连续2.28图像监控电源4.4经常连续4.4小计P3（照明监视负荷）53.6合计S=0.85P1+P2+P3222.3选择变压器容量为250kVA本工程站用电系统采用单母线分段接线，两路站用电源同时供电，分列运行，两段母线间不装设自动投切装置。本站重要负荷分别接在两段母线上，以保证供电可靠性。6．短路电流计算6.1短路电流的意义短路是电力系统中较常发生的故障。短路电流直接影响电器的安全，危害主接线的运行。为使电气设备能承受短路电流的冲击，往往需选用大容量的电气设备。这不仅增加了投资，甚至会因开断电流不能满足而选不到符合要求的电气设备。因此要求我们在设计变电站时一定要进行短路计算。6.2短路电流计算的目的在发电厂和变电站的设计中，短路计算是其中的一个重要内容。其计算的目的主要有以下几个方面：⑴电气主接线的比较。⑵选择导体和电器。⑶在设计屋外高型配电装置时，需要按短路条件校验软导线的相间和相对地的安全距离。⑷在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。⑸接地装置的设计，也需要用短路电流。6.3短路电流计算条件6.3.1基本假定⑴正常工作时，三相系统对称运行；⑵所有电源的电动势相位、相角相同；⑶电力系统中的所有电源都在额定负荷下运行；⑷短路发生在短路电流为最大值的瞬间；⑸不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流；⑹除去短路电流的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻都略去不计；⑺元件的计算参数均取其额定值，不考虑参数的误差和调整范围；⑻输电线路的电容忽略不计。6.3.2一般规定⑴验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应本工程设计规划容量计算，并考虑远景的发展计划；⑵选择导体和电器用的短路电流，在电气连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流的影响；⑶导体和电器的动稳定、热稳定以及电器的开断电流，一般按三相短路验算。6.3.3短路电流的计算基础系统阻抗:(基准容量：=100MVA)升压变110kV出线侧远景系统阻抗（标幺值）为：X1=0.0839X0=0.08966.3.4变压器规范1号主变压器：型式：三相双绕组有载调压变压器容量：50MVA额定电压：115±8×1.25％/35kV阻抗电压：=10.5%，接线组别：YNd11电抗标幺值为：*0.925=0.21×0.925=0.19436.3.5发电机出口箱变：容量：1.6MVA=6.5%则×0.9=4.0625×0.9=3.65636.4短路电流计算：正序、零序阻抗图如图一：图一6.4.1三相对称短路：每台发电机提供的短路电流按正常工作电流7倍选择，则其值为=7×1.5÷0.95÷0.69÷1.732=8.3467kA0.69kV的基准电压为0.7245kV，基准电流为79.6918kA。这时等效发电机的等效短路阻抗为：=79.6918÷8.3467=9.5477主变下接33台风力发电机，故最恶劣情况为所有发电机同时工作，把这些发电机等效为一个大的发电机，其在等效发电机和箱变的短路阻抗为:=0.2919（1）当d1点发生短路正序网络如下图二图二计算电抗电流标幺值基准电流（kA）电流有名值（kA）110系统0.083911.91900.50215.9845等效发电机0.40012.49940.50211.2549总计7.2394（2）当d2点发生短路正序网络如图1,可化简为图三。图三计算电抗电流标幺值基准电流（kA）电流有名值（kA）110系统0.27823.59451.56055.6092等效发电机0.40012.49941.56053.9003总计9.50956.4.2不对称短路电流（1）d1处发生短路电流基准值=100/(1.732×115)=0.5021kA由图2可得其正序阻抗：=0.0694负序阻抗：=0.0694由图1可得d1处短路时其零序阻抗：=0.0613发生单相接地短路正序电流的标幺值：=4.9975正序电流有名值：=2.5092kA单相短路电流：=7.5276kA两相短路正序电流标幺值：=7.2046正序电流有名值：=3.6174kA两相短路电流：=6.2653kA两相接地短路正序电流标幺值：=9.7752正序电流有名值：=4.9081kA两相接地短路电流：=7.3660kA6.4.3电容对短路电流影响35kV线路电容电流计算：35kV双回架空线路累计总长度L=0.9km35kV直埋电缆段长度L=22.03km。无功补偿装置、站变及接地变电缆长度为0.03+0.05+0.2=0.28km电缆总长度为22.31km根据电力工程电气手册一次部分P261~262页，计算单相接地电容电流:线路电容电流：IC1=1.13×1.6×3.3×UL/1000=1.13×1.6×3.3×35×0.9/1000=0.187A电缆电容电流：IC2=1.13×0.1×UL=1.13×0.1×35×22.31=88.23IC=IC1+IC2＝88.43＞10∴本期需要上消弧线圈和接地变压器消弧线圈容量：Ss=1.35×Un×Ic=1.35×35/√3×88.43=2412.5kVAUn为相电压选用2500kVAXDJR-M-2500/35（电流范围：5～25A）站用接地变容量：St=1.1×2500+315=3065kVA选用3000kVA接地变：DSB-3000/35-250/0.46.4.4导线、主设备选择取电流（1）d１点：=7.2394kA=2.55×7.2394=18.4605kA=1.51×7.2394=10.9315kA（2）d2点：=9.5095kA=2.55×9.5095=24.2492kA=1.51×9.5095=14.3593kA经计算本变电站各电压等级三相短路电流周期分量起始有效值（远景）分别为：110kV母线7.24kA；主变低压侧35kV母线9.51kA。本站110kV电气设备短路电流水平按40kA考虑；35kV电气设备短路电流水平按31.5kA考虑。7.电气设备的配置与选择7.1导体和电气设备选择的一般条件导体和电气设备选择是电气设计的主要内容之一。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确是一致的。电器设备要能可靠地工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来效验热稳定和动稳定。正确地选择设备是使电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行设备选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节约投资，选择合适的电气设备。7.1.1一般原则（1）应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；（2）应按当地环境条件校核；（3）选择导体时应尽量减少品种；（4）应力求技术先进和经济合理；(5)扩建工程应尽量使新老电器型号一致；(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7.1.2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。7.1.3长期工作条件a.电压选用电器允许最高工作电压Umax不得低于该回路的最高运行电压Ug，即Umax≥Ugb.电流选用的电器额定电流Ie不得低于所在回路在各种可能运行方式下的持续工作电流Ig，即Ie≥Ig由于变压器短时过载能力很大，双回路出线的工作电流变化幅度也较大，故其计算工作电流应根据实际需要确定。高压电器没有明确的过载能力，所以在选择额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。所选用电器端子的允许荷载，应大于电器引线在正常运行和短路时的最大作用力。7.2短路稳定条件7.2.1校验的一般原则（1）电器在选定后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。（3）短路的热稳定条件Itt≥Qd2式中Qdt—在计算时间tjs秒内，短路电流的热效应（kA•s）2It—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电流时间（s）校验短路热稳定所用的计算时间tjs按下式计算：tjs=tb+td式中tb—继电保护装置后备保护动作时间（s）td—断路器全分闸时间（s）（4）短路动稳定条件ich≤idfIch≤Idf式中ich—短路冲击电流峰值（kA）idf—短路全电流有效值（kA）Ich—电器允许的极限通过电流峰值（kA）Idf—电器允许的极限通过电流有效值（kA）7.2.2绝缘水平在工作电压和过电压的作用下，电器的内、外绝缘保证必要的可靠性。电器的绝缘水平，应按电网中出现的各种过电压和保护设备相应的保护水平来确定。当所选电器的绝缘水平低于国家规定的标准数值时，应通过绝缘配合计算，选用适当的过电压保护设备。7.2.3环境条件序号名称单位环境条件1周围空气温度最高气温℃+40.7最低气温-25最大日温差K252海拔m＜10003太阳辐射强度W/cm20.14污秽等级Ⅲ5覆冰厚度mm106风速/风压m/s/Pa35/7007湿度日相对湿度平均值%≤95月相对湿度平均值≤908耐受地震能力（水平加速度）m/s20.2g7.3设备的选择7.3.1110kV设备110kV配电装置采用户外布置，额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。110kV主要设备选择结果见表下表：110kV设备选择结果表设备名称型式及主要参数断路器SF6型，126kV，1250A，40kA隔离开关双柱水平旋转式，126kV，1250A电流互感器油浸式，110kV，400/5A(抽头变比200/5A5P30/5P30/5P30/5P30/0.5/0.2S电压互感器电容式，110KV,额定电容20000pf110/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1避雷器金属氧化锌式，Y10W－102/266kV7.3.235kV开关柜设备35kV开关柜采用户内金属铠装移开式开关柜，选用开断性能好寿命长的真空断路器和SF6断路器。35kV设备额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值80kA。柜内主要设备选择结果见表下。35kV开关柜内主要设备选择结果表序号设备名称型式及主要参数备注1断路器真空断路器，40.5kV，1250A，31.5主变出线、站用接地变SF6断路器，40.5kV，1250A，31.5kASVG装置2接地开关40.5kV，31.5kA/4S3电流互感器干式，40.5kV，1500/5A，5P20/5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S31.5kA/4s主变干式，40.5kV，1000/5A5P20/5P20，500/5A0.5/0.2S31.5kA/4s出线干式，40.5kV，1000/5A5P20/5P20，200/5A0.5/0.2S31.5kA/4sSVG装置干式，40.5kV，1000/5A5P20/5P20，100/5A0.5/0.2S31.5kA/4s站用接地变4电压互感器干式，35kV，35//0.1//0.1//0.1/3kV母线设备5熔断器电压互感器保护用，35kV，0.5A，开断电流为31.5kA母线设备6避雷器金属氧化锌，YH5W-51/1347.3.3站用接地变压器、消弧线圈根据业主提供的35kV线路长度（架空线长度0.9千米；电缆长度22.03千米），经计算,本期主变低压侧35kV单相接地电容电流为88.43A，采用消弧线圈补偿，所需消弧线圈容量为2500kVA。由于主变35kV侧为三角形接线，需7.3.4无功补偿装置选择按照系统专业计算及本工程电能质量评估报告，本期主变35kV侧需配置总容量不低于10Mvar(容性)和10Mvar(感性)的动态可连续调节的无功补偿装置。目前35kV电压等级最常用的动态可连续调节的无功补偿装置主要有三种：晶闸管控制电抗器型静止型动态无功补偿装置(简称TCR型SVC)、磁控电抗器型静止型动态无功补偿装置(简称MCR型SVC)和静止型无功发生器(简称SVG)。SVG具有补偿性能好（双向可调，等容量的吸收和发出无功）、谐波特性好（对13次以下的谐波具有改善功能）、响应速度快（一般系统响应时间小于11ms）、占地面积小、便于运行维护等优点，因此本期工程推荐采用1组10MvarSVG装置。SVG本体电压等级为10KV，通过降压变接于35kV母线。SVG降压变采用油浸式，户外布置；SVG本体采用柜式组装设备(包含启动柜、功率柜、控制柜)，布置在专用房间内。7.3.5导体选择(1)110kV导体选择。主变进线回路：主变进线回路由经济电流密度控制，选用LGJ-240/30导线。(2)35kV导体选择：主变低压侧工作电流866A，35kV主变进线选用LMY-80×10铝排，其允许载流量为1427A。7.3.6110kV电气设备的绝缘配合(1)避雷器选择110kV氧化锌避雷器按国内制造厂生产的设备选型，作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见表110kV氧化锌避雷器主要技术参数避雷器型号Y10W型额定电压(kV，有效值)102最大持续运行电压(kV，有效值)79.6操作冲击(30~100s)2kA残压(kV，峰值)226雷电冲击(8∕20S)10kA残压(kV，峰值)266陡波冲击(1S)10kA残压(kV，峰值)297(2)110kV其它电气设备的绝缘水平110kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。110kV电气设备的绝缘水平见下表，经核算满足配合要求。110kV电气设备的绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV，峰值)1min工频耐压(kV，有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480550530200230其它电器550550530230230断路器断口间550550230230隔离开关断口间550+100550+100230+70230+707.3.735kV电气设备及主变压器中性点绝缘配合(1)避雷器选择根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL∕T620–1997）第4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良，满足该规定要求。为此，主变35kV侧配置HY5WZ-51/134型氧化锌避雷器，安装在主变进线开关柜内。同时，为了抑制断路器开断可能引起的操作过电压，在每台断路器出口配置HY5WZ-51/134型氧化锌避雷器。过电压及其主要技术参数见下表。35kV氧化锌避雷器主要技术参数避雷器型号HY5WZ-51/134型避雷器额定电压(kV，有效值)51持续运行电压(kV，有效值)40.8操作冲击250A残压(kV，峰值)114雷电冲击(8∕20S)5kA残压(kV，峰值)134陡波冲击(1∕5S)5kA残压(kV，峰值)154(2)35kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平。绝缘水平按《绝缘配合第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则》（GB/T311.2-2002）选取，有关取值见下表。35kV电气设备及主变中性点绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV，峰值)1min工频耐压(kV，有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器低压侧2002002208580主变中性点2502502509595其它电器185958.防雷接地方案发电厂是重要的电力枢纽,一旦发生雷击事故,就会造成大面积停电。一些重要设备如变压器等,多半不是自恢复绝缘,其内部绝缘如故发生闪络,就会损坏设备。风力发电场的雷害事故来自两个方面:一是雷直击升压站;二是雷击输电线路产生的雷电波沿线路侵入变电所。对直击雷的防护一般采用避雷针或避雷线。对雷电侵入波的防护的主要措施是阀式避雷器限制过电压幅值,同时辅之以相应措施,以限制流过阀式避雷器的雷电流和降低侵入波的陡度。为了防止变电所遭受直接雷击,需要安装避雷针、避雷线和辅设良好的接地网。装设避雷针(线)应该使变电所的所有设备和建筑物处于保护范围内。还应该使被保护物体与避雷针(线)之间留有一定距离，因为雷直击避雷针(线)瞬间的地电位可能提高。如果这一距离不够大，则有可能在它们之间发生放电，这种现象称避雷针(线)对电气设备的反击或闪络。逆闪络一旦出现,高电位将加到电气设备上，有可能导致设备绝缘的损坏。为了避免这种情况发生,被保护物体与避雷针间在空气中以及地下接地装置间应有足够的距离。防雷保护装置是指能使被保护物体避免雷击,而引雷于本身,并顺利地泄入大地的装置。电力系统中最基本的防雷保护装置有:避雷针﹑避雷线﹑避雷器和防雷接地等装置。8.1建筑物的防雷措施8.1.1防直击雷的措施（1）装设独立的避雷器、架空避雷线或架空避雷网（网格尺寸5m×5m或6m×4m）保护，突出屋面的物体（如风帽、放散管等）均处于接闪器的保护范围内。（2）对有排放爆炸危险的气体、蒸汽或粉尘的管道（如放散管、呼吸阀及排风管等）的管口外一定空间（见GB50057-1994规定）也应处于接闪器的保护范围内。（3）独立避雷针、架空避雷线（网），应有独立的接地装置，每根引下线的冲击接地电阻不宜大于10QUOTE，在高土壤电阻率地区可适当增大冲击接地电阻。（4）独立避雷针、架空避雷线（网）的支柱及其接地装置至保护建筑物及与其有联系的金属物（如管道、电缆等）之间的距离。（5）架空避雷线（计入弧垂）至屋面和各种突出屋面的物体（如风帽、放散等）之间的空气距离。（6）架空避雷线至屋面各种凸出屋面的物体（如风帽、放散等）之间的距离（7）独立避雷针的杆塔、架空避雷线的每一段及架空避雷网的每一支柱，应至少设一根引下线。对金属制成的或有焊接、绑扎连接钢筋网的杆塔、支柱，宜利用其作用为引下线。8.1.2防雷电感应措施（1）为防止静电感应产生火花，建筑物内的金属物（如设备、管道、构架、电缆外皮及钢屋架等）和凸出屋面的金属物（放散管、风管等）均应接到防雷电感应的接地装置上，金属屋面和钢筋混凝土屋面（其中钢筋宜绑扎或焊接成电气闭合回路）沿周边每隔18-24m应采用引下线接地一次。（2）为防止电磁感应产生火花，平行敷设的长金属物。如管道、构架和电缆金属外皮等，相互间净距下雨100mm时，应每隔不大于30m用金属线跨接；交叉净距小于100mm时，交叉处应用金属线跨接，对有不少于5根螺栓连接的法兰盘，在非腐蚀环境下，可不用金属线跨接。（3）防雷电感应的接地装置，其工频接地电阻R不大于10QUOTE，并应和电气设备接地装置共用；除保护防雷建筑物的独立接闪器的接地装置外，防雷接地装置宜和电力、店子设备的接地装置公用，但对电力、电子设备应考虑过电流保护措施。8.2避雷器避雷器主要有保护间隙、管型避雷器、阀型避雷器和氧化锌避雷器等几种类型，他们的主要作用是限制大气过电压，在高压系统中还可用来限制内部过电压。管型避雷器的伏秒特性曲线比较陡，适合于线路防雷保护，阀型避雷器和氧化锌避雷器的伏秒特性曲线比较平坦，和变电所内被保护设备的伏秒特性配合合理，保护性能较好。所以本设计采用氧化锌避雷器。8.3接地装置选择的原则无论是工作接地还是保护接地，都是经过接地装置与大地连接，接地装置包括接地体和接地线两部分。升压站接地装置主要由扁钢、圆钢、角钢和钢管组成，埋于地下0.5～1m处。圆钢直径≥10mm，扁钢截面积≥100mm2，扁钢及角钢厚度≥4mm，钢管壁厚≥3.5mm。在腐蚀性比较弱的土壤中，应采用热镀锌等防腐蚀或加大截面积。接地线应与水平埋设接地体截面积相同。（1）人工垂直接地体长度采用2.5m。人工垂直接地体与水平接地体间的距离一般采用5m，不小于垂直接地体长度。（2）人工接地体应远离高温影响使土壤电阻率升高的场所。（3）在高电阻地区，采用降低接地装置电阻措施。（4）为降低跨步电压防止直击雷，人工接地装置距建筑物出口及人行道不应小于3m。否则应采用下列措施之一：①水平接地体局部埋深不应小于1m；②水平接地体局部包以绝缘物（如50～80mm厚的沥青层）；③采用沥青碎石地面或在接地装置上面敷设50～80mm厚的沥青层，其宽度超过接地装置2m。降低跨步电压和接触电压还可以采用降低接地装置的接地电阻，埋设均压网、带等措施。埋在土壤中的接地装置，其连接应采用焊接，并在焊接处作防腐处理。9.继电保护方案设计继电保护配置的原则是首先满足继电保护的四项基本要求，即满足选择性、速动性、灵敏性、可靠性。然后各类保护的工作原理、性能结合电网的电压等级、网络结构、接线方式等特点进行选择，使之能够有机配合起来，构成完善的电网保护。9.1系统继电保护技术原则9.1.1线路保护原则（1）配置原则=1\*GB3①每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。=2\*GB3②每回11kV环网线及电厂并网、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。=3\*GB3③三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现“三重”和停用方式（2）技术要求=1\*GB3①线路保护应适应用于系统一次特性和电气主接线的要求。=2\*GB3②线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，若两侧二次电流相同，主保护的软件版本应完全一致。=3\*GB3③被保护线路在空载、轻载、满载条件下，发生金属性和非金属性各种故障i安路保护应正确动作。外部故障切除，外部故障转换，故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况下，保护不应动作。=4\*GB3④在线路发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。=5\*GB3⑤主保护整组动作时间不大于10ms（不包括通道传输时间）；返回时间不大于30ms（从故障切除到保护出口接点返回）。=6\*GB3⑥在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作，不带偏移特性保护段应可靠不动。=7\*GB3⑦手动或自动重合于故障线路时，保护应瞬时可靠地三相跳闸；而合于无故障线路时应不动作。=8\*GB3⑧保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时，保护不应误动作。=9\*GB3⑨重合闸应按断路器装设，只实现一次重合闸，在任何情况下不应发生多次重合闸。由线路保护出口起动。断路器无故障跳闸应起动重合闸。9.2母线保护原则（1）配置原则=1\*GB3①双母线接线应配置一套母差保护。=2\*GB3②单母线分段接线可配置一套母差保护。（2）技术要求=1\*GB3①母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护，设置大差和各段母线的小差保护。大差作为母线区内故障的判别元件，小差作为母线故障的选择元件。还应具有抗电流互感器饱和能力，负荷电压闭锁，故障母线自动选择，运行方式自适应，母联、分段失灵和死区保护等功能。=2\*GB3②母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时或相继发生的各种相间和接地故障时，母线差动保护应能快速切除故障。③母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。④母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，允许使用不同变比的电流互感器。⑤母线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。电压按母线闭锁。母线联断路器及分段断路器不经电压闭锁。⑥具有电流电压回路断线告警功能，电流回路断线除告警外，还应闭锁母差保护。时间要求母线保护整组动作时间20ms；母线保护动作返回时间30ms。9.3主变压器保护原则（1）配置原则①主变压器微机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。或采用一体双套配置，每套保护分别对应不同的电流互感器二次绕组。②变压器应配置独立的非电量保护。（2）技术要求①当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。②高压侧配置负荷电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器；中性点设置间隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置零序电流保护，保护动作第一时限跳开高压侧母联断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。9.4线路保护方案9.4.135kV线路保护不接地系统配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸（架空线路）；低电阻接地系统还应配置零序电流保护。如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置相间距离保护或全线速动保护。9.4.235kV母线保护一般采用主变压器35kV侧速断，过流保护做为母线保护，不单独设置母线保护装置，如果35kV母线有馈出线，可配置专用微机型电流差动保护。9.5主变压器保护9.5.1基本技术条件（1）交流电源。频率：50Hz，允许偏差；波形；正弦，畸变系数不大于5%；额定电压：单项220V，波形畸变不大于-15%~+10%。（2）直流电源。额定电压：220V（110V），电压波动范围为额定电压的80%~110%；波动系数不大于5%。（3）额定参数。交流额定电压：100V，100/V；交流额定电流：1A（5A）。（4）绝缘。负荷GB/T15145-19943.103.11条规定。（5）抗干扰性能及试验。在雷击过电压。一次回路操作、开关场故障及其他强干扰作用下，以及在二次回路操作干扰作用下，装置不应误动和拒动。（6）功率消耗。交流电流回路；当时，每相不大于0.5VA；交流电压回路；当额定电压时，每相不大于0.5VA；直流回路；正常工作时不大于50W,保护动作时不大于80W。9.5.2主变压器保护方案（1）主保护①差动保护、比率差动保护：保护动作跳开主变压器各侧断路器。②非电量保护：按住变压器厂的要求,装设瓦斯保护、压力释放、过流保护等非电量保护。跳闸型非电量瞬间或延时跳闸，非信号型非电量瞬间或延时跳闸，信号型非电量瞬间发信号。跳闸型非电量保护出口继电器动作时间范围为10-35ms，当其电压低于额定电压55%时应可靠不动做。（2）后备保护①高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置零序电流保护，保护动作第一时限跳高压测母联（分段）断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。②低压侧配置时限速断、负荷电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳10kV分段，第二时限跳开本侧断路器；第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。③各侧均配置过负荷保护，保护动作于发信号。④当主变压器低压侧中性点经低电阻接地时，还应配置零序电流保护。9.6保护配置总方案序号名称规格型号单位1远动屏远动通信装置RCS-9698H:双机热备用1台GPS时钟校时装置RCS-9785C1台2公用屏公用测控装置1RCS-9709C1台公用测控装置2RCS-9702C1台3主变保护屏主变差动保护RCS-9671CS1台主变高后备保护RCS-9681CS1台主变低后备保护RCS-9681CS1台主变非电量保护RCS-9661CS1台4主变测控屏主变高压侧测控装置RCS-9705C1台主变低压侧及本体测控装置RCS-9703C1台预留档位变送器及温度变送器位置按需51l0kV线路保护测控屏110kV线路光纤纵差保护装置RCS-943AMV(与对侧龙湾变的线路保护型号一致)1台110kV线路测控装置RCS-9705C1台61l0kV母线保护屏110kV母线保护RCS-915AB1台735kV母线保护屏35kV母线保护RCS-915AB1台8小电流接地选线屏XDL