110kV降压变电站系统设计文档格式.docx
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1.2电力系统与待建变电站的连接情况
①变电站在系统中地位：
地区变电站
②变电站仅采用110kV的电压与电力系统相连，为变电站的电源
③电力系统至本变电站高压母线的标么电抗（Sd=100MVA）为：
最大运行方式时：
0.25；
最小运行方式时：
0.35；
主运行方式时：
0.3
④上级变电站后备保护动作时间为2s
1.3待建变电站负荷
①110kV出线：
负荷每回容量10000kVA，
cos＝0.9，Tmax＝5500h
②35kV负荷每回容量6000kVA，
cos＝0.85，Tmax＝5500h；
其中，一类负荷2回；
二类负荷1回
③10kV负荷每回容量2000kW，cos＝0.95，Tmax＝4500h；
二类负荷2回
④负荷同时率:
0.8
1.4环境条件
①当地年最高气温30℃，年最低气温-5℃，最热月平均最高气温25℃，年最低气温-5℃
②当地海拔高度：
600m
③雷暴日：
20日/年
1.5其它
①变电站地理位置：
城郊，距城区约7km
②变电站供电范围：
110kV线路：
最长80km，最短40km；
35kV线路：
最长50km，最短20km；
10kV低压馈线：
最长30km，最短10km；
③未尽事宜按照设计常规假设。
2设计任务
本课程设计只作电气系统的初步设计，不作施工设计和土建设计。
A.设计的最低要求是：
①通过经济技术比较，确定电气主接线；
②短路电流计算；
③主变压器选择；
④断路器和隔离开关选择；
⑤导线（母线及出线）选择；
⑥限流电抗器的选择（必要时）。
B.设计的较高要求是：
①完成上述设计的最低要求；
②选择电压互感器；
③选择电流互感器；
④选择高压熔断器（必要时）；
⑤选择支持绝缘子和穿墙套管；
⑥选择消弧线圈（必要时）；
⑦选择避雷器。
3负荷计算和主变压器选择
3.1负荷计算
①电压等级
待建变电所的电压等级为110kV/35kV/10kV。
②合计负载及类型
近期35kV侧负载
近期10kV侧负载
近期总负载
远期110kV侧负载
远期35kV侧
远期10kV侧负载
远期总负载
近、远期总负荷
其中一、二类负荷即重要负荷合计
3.2主变台数、容量和型式的确定
①主变台数确定的要求：
a.对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，变电站以装设两台主变压器为宜；
b.对地区性孤立的一次变电站或负荷密度较高的变电站，在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。
考虑到该变电站是本地区重要电源支撑点，含有较大份额的一、二类负载，故一期工程选用两台主变压器，并列运行且容量相等。
考虑到地区经济发展较快，远期增加负载较多，负荷密度迅速增大，故二期工程增加一台主变压器。
②容量的选择
主变压器容量一般按变电站建成后5～10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期10～20年的负荷发展。
根据变电站所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。
对于有重要负荷的变电站，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在设计及过负荷能力后的允许时间内，应满足总计算负荷的60%～70%的要求，并能保证用户全部一、二级负荷的需要。
当一台停运时，另一台则承担17.6MVA～20.5MVA。
故近期选两台25MVA的主变压器就可满足负荷需求。
同时考虑到远期变电站的总负荷增加，新增加的变压器须与近期的两台并联运行，故近期选择两台25MVA的主变压器，远期增加一台25MVA的变压器。
③校验变压器的负荷
近期变压器的负荷率
远期变压器的负荷率
由负荷校验可知，该设计方案中近期主变压器利用率较高，经济性较好。
同时考虑到待建变电所的负载中一、二类负载占了较大份额，这是一种合理的设计方案。
④校验事故情况下的过载能力
近期一台主变压器停运
远期一台主变压器停运
考虑到变压器有一定的过负荷能力，自然油循环的变压器过负荷不应超过50%，故该设计的过载能力满足要求。
如果故障进一步扩大，如远期两台主变压器同时停运，可采取适当的减载措施，切断部分三类负载，用剩下的一台主变压器维持一、二类负载的供电。
⑤接地方式
我国110kV及以上电压变压器绕组都采用Y连接；
35kV采用Y连接，其中性点多通过消弧线圈接地。
35kV以下电压变压器绕组都采用∆连接。
⑥主变压器型式的确定
具有三种电压等级的变电站中，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，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器采用三绕组。
而有载调压较容易稳定电压，减少电压波动所以选择有载调压方式，且规程上规定对电力系统一般要求10kV及以下变电站采用一级有载调压变压器。
故本站主变压器选用有载三绕组变压器。
故选择主变压器参数型式为SFSZ9−25000/110型三相三绕组电力变压器。
其容量比为100/100/50。
详细参数为：
表1所选三相三绕组电力变压器的技术数据
额定容量（kVA）
额定电压（kV）
阻抗电压（%）
空载电流
（%）
连接组
高压
中压
低压
高－中
中—低
高—低
25000
110
38.5
11
10.5
6.5
18
0.6
YN,yn0,d11
3.3主接线的设计
根据国家标准《GB50059-9235～110kV变电所设计规范》，变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负载性质等条件确定。
并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
按照以上要求对主接线进行选择。
①110kV侧
根据国家标准，35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥型、线路变压器组或线路分支接线，超过两回时，宜采用扩大桥型接线、单母线或分段单母线接线。
110kV线路为6回以上时，宜采用双母线接线。
待建变电所110kV近、远期进线共2回，出线共2回。
此变电站是为了某地区电力系统的发展和负荷增长而拟建的。
那么其负荷为地区性负荷，且重要负荷较多，故保留以下两种备选方案：
方案一：
单母线带分段接线
方案二：
双母线接线
表2待建变电所110kV侧主接线方案比较
方案项目
方案一
方案二
技术方面
1.简单清晰，设备较少
3.可靠性高，灵活性好
2.可靠性，灵活性较差
2.检修断路器不用停电
3.操作方便，便于扩建
3.倒闸操作复杂，容易误操作
经济方面
设备少、投资小
占地大、投资多
综合考虑，双母线接线的方案虽然在供电可靠性上显得更满足负荷的要求，但占地大，投资多。
相反，待建变电所在选择主变压器时留有一定的安全余量，在负荷较小的季节尚可能退出一台主变压器，用双倍的投资换取略高的可靠性是不划算的。
综上所述，110kV侧选用单母线带分段接线。
②35kV侧
待建变电所35kV侧近、远期合计出线8回，其中一、二类负荷共3回，占总负荷的3/8，比重不大，结合国家标准，将以下两种可靠性较高的方案列为备选方案：
单母线分段接线
单母线分段带旁母接线
表3待建变电所35kV侧主接线方案比较
方案项目
1.可靠性高，灵活性好
3.母线分段减少了故障或检修时的停电范围
综合以上分析，虽然单母线分段带旁母接线的方案具有供电更可靠，调度更灵活，但倒闸操作复杂，容易误操作，且当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。
参考上面110kV开关选型考虑，对供电可靠性的影响不大，在满足重要负荷供电需求的同时应考虑投资的经济性。
综上所述，35kV侧选用单母线分段接线。
③10kV侧
根据国家标准，当变电所有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。
线路为12回及以上时，亦可采用双母线。
当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。
待建变电所10kV侧近、远期合计出线12回，其中重要负载4回。
故将以下两种方案作为备选方案：
表4待建变电所10kV侧主接线方案比较
综上所述，10kV侧选用单母线分段接线。
4短路电流计算
4.1基准值的选取
高压短路电流计算一般只计及各元件（即发电机、变压器、电抗器、线路等）的电抗，采用标幺值计算。
为了计算方便，通常取基准容量Sj=100MVA，基准电压用各级的平均电压，即Uj=Up=1.05Ue。
当基准容量与基准电压选定后，可根据下式确定基准电流和基准电抗：
基准电流
基准电抗
具体各电压等级的基准电压如下：
110kV侧线路Ud1=115kV
35kV侧线路Ud2=37kV
10kV侧线路Ud3=10.5kV
那么基准电流为：
110kV侧线路
35kV侧线路
10kV侧线路
4.2各元件参数标幺值的计算
主变压器各侧阻抗的百分值为
其标幺值为
4.3用于设备选择的短路电流计算
用于设备选择时，短路电流计算按变电所的最终规模考虑。
系统的等值电抗图为：
图1二期工程的等值电抗图
在最大运行方式下，d1点的三相短路电流为
其他短路点的计算过程详见附录中的短路电流计算书。
计算结果如下表所示：
表5系统最大运行方式下的短路电流计算结果
短路点
编号
短路电流计算值
（MVA）
110kV母线
d1
400
2
5.1
35kV母线
d2
251.89
3.93
10
10kV母线
d3
204.08
11.22
28.62
5电气设备选择
5.1电气设备选择的一般条件
电气设备应能满足正常、短路、过电压和特定条件下安全可靠的而要求，
并力求技术先进和经济合理。
通常电气设备选择分三步，第一按正常工作条件选择，第二按短路情况检验其热稳定性和电动力作用下的动稳定性，第三按实际条件修正。
同时兼顾今
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