浅谈35kv无人值守变电站初步设计Word格式.docx
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本变电站主要供县级厂工业用电及居民用电，故电压等级35kV、10kV两级。
主要负荷数据如表1.1所示：
表1.1待建成变电站各电压等级负荷数据
电压等级
用电单位
计算负荷（MW）
功率因数
回路数
供电方式
距离（km）
10KV
无线电厂
3级负荷
0.80
0.8
1
电缆
3
仪表厂
2级负荷
0.5
2
4
自来水厂
1级负荷
1.80
塑料厂
0.42
修造厂
0.9
架空
医院
2.3
大学区
1..2
负荷同时率：
0.67，一级负荷30%，二级负荷40%，三级负荷30%。
A-110kV变电站大方式0.30小方式0.39距离10KM
B-35kV变电站大方式0.32小方式0.43距离11KM
基准容量100MVA
1.2本文的主要设计内容
通过对所给资料进行分析，本文主要进行以下设计内容：
（1）依据原始资料，拟定主接线方案：
确定主接线形式及规格型号，做出技术经济比较，确定最佳方案。
选择各侧接线方式，确定所用电引接方式,；
（2）依据原始资料以及主接线形式，确定主变压器的容量台数；
（3）计算短路电流：
选择计算短路点，计算各点短路电流，并列出短电流计算结果表；
（4）选择主要电器设备：
35kV、10kV侧开关柜。
（5）各级电压等级的配电装置的选型与布置；
（6）拟定综合自动化系统的基本选择；
2无人值守变电站的基本知识
2.1无人值守变电站的概念
无人值守变电站远程综合监控系统通过在变电站安装摄像机、微音探头、数字/模拟环境变量采集模块、门禁、周界报警等高科技设备，其中的音视频、环境变量数据、出入口控制等接入前端综合监控主机，音视频、环境变量等资料实时数字化存储记录，同时，管理中心可管理所有前端综合监控主机，实时监看前端的图像、环境数据、门禁信息等，并对前端的所有突发情况做出高效、及时的处理动作。
2.2无人值守变电站的功能
传统变电站人工静态调度运行模式，在实时性、可靠性、调度经济性等方面均不能满足现代智能电网需求，加上新建变电站数量的不断增加与运行人员减少间矛盾的不断加剧，建设无人或少人值班值守的综合自动化数字化变电站已成为35kV变电站工作人员研究的一个重要课题。
利用先进的综合自动化系统对变电站进行数字化升级改造，一方面可以有效提高变电站运行调度综合自动化水平，保持与电网系统间良好的远程调度管理特性，推进智能电网安全稳定、节能经济地高效运营发展；
另一方面，采用微机综合自动化保护系统，可以大大减少变电站运行管理人员工作强度，有效提高了变电站运行管理的综合技术水平和经济效益。
2.3国内外无人值守变电站的现状
智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
目前，国内智能化变电站建设有2种基本模式，即数字化智能变电站典型建设模式和分散分布式智能变电站标准建设模式。
数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的变电站。
通常它的每个间隔需要多台设备完成保护测控，功能相互独立;
保护、计量、故障录波、电能质量分析等功能也相互独立，虽然部分实现了智能变电站的功能，但它装置数量多，结构复杂，导致其成本也大幅增加。
变电站自动化和无人值班是当今电网调度自动化领域的热门课题，其发展势头正方兴未艾。
确实有不少事故是由人为误操作引起的，从这个角度看，无人值班确实可以提高运行可靠性。
变电站自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。
国外在八十年代已有分散式变电站自动化系统问世，以西门子（SIEMENS）公司为例，该公司第1套全分散式变电站自动化系统LSA678早在1985年就在德国汉诺威投入运行，至1993年初已有300多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。
变电站IEC61850标准是变电站技术升级改造与建设常用的规范标准，其可以为35kV变电站系统中各智能IED设备提供一个统一的通讯规约，有效提高变电站智能IED设备间互操作能力和数据互通共享特性。
IEC61850标准中定义了两种抽象智能监测模型，即变电站系统运行工况数据采样值传输（SAV）模型和IED智能电子设备间以服务对象为访问节点的变电站事件（GOOSE）模型。
数据采样值SAV模型主要用于整个变电站系统各状态量、模拟量的采集、远程传输、以及动态分析运算功能；
而GOOSE模型则为调度运行过程中发生的变电站事件（包括：
命令、告警等），实现远距离实时传输共享的重要模型机制，具有直接用于开关设备远程操作和故障录波启动等功能。
另外，对35kV变电站系统中现地电气设备运行工况的动态监视系统，作为变电站无人值守的重要技术支持，其通讯系统的综合安全防御系统已成为无人值守变电站智能化、系统化、网络化技术升级改造的重要安全保障
我国的变电站自动化工作起步较晚，大约从九十年代开始，初始阶段主要研制和生产集中式的变电站自动化系统，例DISA－1型，BJ－1型，iES－60型，XWJK－1000A型，FD－97等。
九十年代中期开始研制分散式变电站自动化系统，如DISA－2型，DISA－3型，BJ－F3，CSC－2000型，DCAP3200型，FDK型等，与国外先进水平相比，大约有十年的差距。
许多高校、科研单位、制造厂家以及规划设计、基建和运行部门在学习和借鉴国外先进技术的同时，正结合我国的实际情况共同努力继续开发更加符合我国国情的变电站自动化系统。
可以预计，今后其发展和推广的速度会越来越快，与国外的差距会逐步缩小。
3电气主接线的确定
3.1常用的电气主接线介绍
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，成为输强电流，高电压的网络，又称为一次接线或者电气主系统。
电气主接线代表发电厂或者变电站电气部分主体结构，是电力系统网络结构的重要组成部分，直接影响电气设备选择，配电装置布置，继电保护，自动装置和控制方式等。
电气主接线可分为两大类：
一是有汇流母线的接线形式，包括单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，双母线分段，一台半断路器接线以及增设旁路母线等，二是无汇流母线的接线形式，包括单元接线，桥形接线以及多角形接线等。
设计主接线时，应以设计任务书为依据，以经济建设方针，政策和相关的技术规程，标准为准则。
设计的主接线应满足可靠性，灵活性，经济性的要求，并留有扩建和发展的余地。
因此，为了保证电气主接线的正确，合理，必须综合处理各个方面的因此，经过技术，经济论证后才能确定。
做到既要有技术先进，又要经济实用。
3.2主接线的基本要求
主接线的基本要求有以下几个方面：
（1）可靠性:
供电可靠性是电力生产和分配的首要要求，主接线应首先满足这个要求。
由于电能很难贮存，所以发电、送电和用电过程都在同一瞬间进行，并在任何时刻都保持平衡，故电力系统各部分都必须可靠工作。
停电事故轻则引起全系统的电力严重不足，重则造成系统崩溃和长时间大面停电。
在研究主接线时应全面考虑以下几个方面的问题：
①可靠性的客观衡量标准是运行实践评估一个主接线的可靠性时应全面、充分考虑长期积累的运行经验；
②主接线的可靠性是由它的组成元件（包括一次和二次设备）的综合；
③可靠性并不是绝对的，同样的主接线对某些发电厂和变电所来说是可靠的，而对另一些重要的发电厂和变电所来说，则可能不够可靠；
因此评价可靠性时不能脱离变电所在系统中的地位和作用。
衡量主接线可靠性的标志：
①断路器检修时能否不影响停电；
②线路、断路器或母线故障时以及对母线检修时，停运的回路数和停电的长短以及能否保证对重要用户的供电；
③发电厂或变电所停运的可靠性；
④对大机组，超高压主接线应满足可靠性准则的要求。
（2）灵活性：
主接线的灵活性要求以下几个方面：
①调度灵活，操作方便，应能灵活地投入和切除某些机组、变压器和线路，调配电源和负荷，能够满足系统在事故、检修以及特殊运行方式下调度要求；
②检修安全，能方便地停运断路器。
母线及其继电保护设备，进行安全检修而不影响电网；
③扩建方便，能容易地从初期过渡到最终接线，使在扩建过渡时，一次和二次设备等所需的改造最少。
（3）经济性:
在满足技术要求的前提下，做到经济合理。
①投资省：
主接线应简单、清晰，以节约一次设备投资，保护控制不过于复杂，以利于运行并节约二次投资，限制短路电流，以便于选型；
②占在面积小：
占地面积小是以电气主接线设计要为配电装置布置创造有利条件为前提，以便节用地和节省构件，导线和绝缘子；
③电能损耗小，经济合理选择主变压器的型式容量和台数，避免两次变压而增加电能损失。
3.335kv变电站可用的电气主接线比较和分析
3.3.1桥形接线
桥形接线（bridge-circuitconfiguration）由一台断路器和两组隔离开交组成连接桥，将两回变压器一线路组横向连接起来的电气主接线，在变压器一线路组的变压器和断路之间接入连接桥的称为内桥接线，见图3.1，连接桥连接在变压器一线路组的断路器和线路之间的称为外桥接线，见图3.1，连接桥母线上的断路器正常状态下合闸运行。
内桥接线的任一线路投入、断开、检修或路障时，都不会影响其他回路的正常运行，但当变压器投入、断开、检修或故障时，则会影响另一回线路的正常运行。
由于变压器运行可靠，而且不需要经常进行投入和断开，因此内桥接线的应用较广泛。
外桥接线的变压器投入、断开、检修或故障时，则会影响其他回路的正常运行，但当线路投入、断开、检修或故障时，则会影响一台变压器的正常运行。
因此外桥接线仅适用于变压器按照经济运行称要经常投入或断开的情况。
此外当线路上有较大的穿越功率时，为避免穿越功率通过多台断路器，通常采用外桥接线。
为了提高桥形接线的灵活性和可钻性，避免因检修线路或变压器时影响其他回路的正常运行，一般在接线中加设一组跨条（导线）。
内桥接线的跨条位置与外桥接线中连接桥的位置相同，外桥接线的跨条位置与外桥接线中连接桥的位置相同，外桥接线的跨条位置与内桥接线中连接桥的位置相同。
跨条上通常设置两组串接的隔离开关，以便于跨条上隔离开关进行检修，此两组隔离开关在正常运行时是断开的。
桥形接线中使用斯机台数少，其配电装置占地也少，能满足变电所可靠性要求，具有一定的运行灵活性，桥形接线适用于线路为两回、变压器为两台的交流牵引变电所和铁路变电所等。
3.3.2单母线分段接线
单母线分段接线如图3.2所示。
单母线用分段断路器QFD进行分段，可以提高供电可靠性和灵活性，对重要用户可以从不同段引出两回馈电线路，由两个电源供电；
当一段母线发生故障分段断路器自动将故障段隔离，保证正常段母线不间断供电，不致使重要用户停电；
而两段母线同时发生故障的几率较小，可以不予考虑。
在可靠性要求不高时，亦可以用隔离开关分段，任一母线故障时，将造成两段母线同时停电，在判别故障以后，拉开分段隔离开关，完好段即可恢复供电。
通常，为了限制短路电流，简化继电保护，在降压变电站中，采用单母线分段接线时，低压侧母线分段断路器常处于断开状态，电源是分列运行的，为了防止因电源断开而引起的停电，应在分段断路器QFD上装设备用电源自动投入装置，在任一分段的电源断开的时候，将QFD自动接通。
分段的数目，取决于电源数量和容量，段数分的越多，故障时停电范围越小，但使用的分段断路器的数量亦越多，且配电装置和运行也越复杂，通常以2-3段为宜。
但是由于这种接线当进出线较多或需对重要负荷采取两条出线供电时，增加了出线数目，且常使用架空线交叉跨越，使整个母线系统可靠性受到限制。
该接线适于：
小容量发电厂的发电机电压配电装置，一般每段母线上所接发电容量为12MW左右，每段母线上出线不多于5回；
变电站有两台主变压器时的6-10kv配电装置；
35-63kv配电装置出线4-8回；
110-220kv配电装置出线3-4回。
图3.2单母线分段接线
3.3.3拟定主接线
单母分段与桥形接线是小型变电站最常用的两种接线方式
单母线接线的优点：
接线方便，操作方便，设备少，经济性好，并且母线便于向两端延伸，扩建方便。
其缺点是：
可靠性差。
单母分段接线恰恰弥补了可靠性这一缺点。
桥形接线的优点：
经济性好，与单母分段相比省去了母线的费用，并且可以少用一台断路器。
缺点：
出项回路数受到限制，一般两回出线时采用。
考虑到本次设计出线回路数远远大于两回，并且有Ⅰ，Ⅱ级负荷，10kv选择单母线分段接线，35kv侧选择外桥形接线。
主接线图大致如下。
4主变压器的选择
4.1主变压器容量的选择
主变压器的容量，台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构，它的确定除依据输送容量等原始数据外，还应考虑电力系统5—10年的发展规划，输送功率大小，馈线回路数，电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。
如果容量过大，台数过多，不仅增加投资，增大占地面积，而且也增加了运行时的电能损耗，设备不能充分发挥效益。
若容量选的过小，将可能“封锁”发电机剩余功率或者满足不了变电站负荷增长的需要，这在技术上不合理，经济上也不合算，因为每千瓦的发电设备投资远远大于每千瓦的变电设备的投资。
为此，在选择发电厂或者变电站的主变压器时，应遵循以下基本原则：
（1）单元接线的主变压器应按发电机额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10％的裕度来确定。
采用扩大单元接线时，应尽可能采用分裂绕组变压器，其容量亦应按单元接线计算原则算出的两台机容量之和来确定
（2）按变电站建成以后5-10年的规划负荷选择，并适当考虑10-20年的负荷发展。
（3）对重要的变电站，应考虑一台主变压器停运以后，其余变压器在计及过负荷能力及允许时间内，满足Ⅰ，Ⅱ类负荷的供电。
对一般变电站，一台主变压器停运后，其余变压器应能满足全部供电负荷的70％-80％
4.2主变压器台数的确定
（1）发电厂和变电站主变压器的台数和电压等级，接线形式，传输容量以及与系统的联系有关。
通常与系统具有强联系的大，中型发电厂和枢纽变电站，主变压器不应少于2台，而对弱联系的中，小型的发电厂和终端变电站，可只设一台主变压器，对地区性孤立的一次变电张或大型工业专用变电站，可设3台主变。
（2）变电站是一种静止电器，运行实践证明它的工作室比较可靠的。
一般寿命为20年，事故几率小，通常设计时，不必考虑另设备用变压器，但大容量单相变压器组是需要设置备用相，应根据电力系统要求，经过经济技术比较后确定。
各电压等级负荷计算结果如表4.1所示：
表4.1各电压等级负荷计算结果
无功功率（Mvar）
补偿后视在功率（Mva）
视在功率（Mva）
额定电流（kA）
0.6
0.89
0.0577
0.375
0.55
0.625
0.036
1.35
2.25
0.130
0.315
0.46
0.525
0.030
0.388
0.899
0.889
0.051
1.725
2.56
2.875
0.166
1.2
1.33
1.5
0.087
总计
/
8.639
9.664
35kv侧
10kv侧
0.159
0.558
考虑补偿之后视在功率，负荷的同时系数,线损以及发展规划的容量以后:
S=0.67*8.639*1.05*1.1=6.685Mva。
考虑到有一二级负荷，选择两台主变互为备用，暗备用时主变容量为S=6.685*0.7=4.679Mva。
经过查阅各种资料，决定选择江苏亨特集团华特电气公司的S11型35KV级双绕组无励磁调压配电变压器作为主变，主要参数如表4.2所示：
表4.2S11型35KV级双绕组无励磁调压配电变压器主要参数
额定
容量（Kva）
额定电压（Kv）
联结组别
空载电流（％）
损耗（W）
阻抗电压（％）
高压
分接范围
低压
空载
负载
5000
35
±
2×
2.5%
10
Ydn11
0.65
4050
31195
7.0
外形尺寸（mm）
重量（kg）
轨距横向*纵向（mm）
长
宽
高
器身
油重
总重
3000
2365
3155
5525
1950
8975
1070
5短路电流的计算
5.1等值电抗的计算以及等值电路的确定
主要数据如下：
主变压器额定容量5000kva，短路电压百分比％7，LGJ-120导线35kv下阻抗参数0.392Ω/km，A站到变电站10km，B站到变电站11km。
取各电压等级的平均额定电压作为基准电压，基准容量100Mva。
等值电路如图5.1所示：
图5.1等值电路图
各元件标幺值如下：
XLA=0.392*10*100/38.5²
=0.2645
XLB=0.392*11*100/38.5²
=0.2909
XT=（UK％*UN²
/100*SN）*SB/UB²
=0.07*35²
*100/（5*38.5²
）=1.157
5.2最大运行方式下各点三相接地短路电流的计算
在最大运行方式下计算短路电流：
XSA=0.3，XSB=0.32
由图可以看出在d1，d2，d3处的短路电流相同，短路时将A，B两站近似认为是无限大功率电源，以d1点短路为例，等值电路如图5.2所示：
图5.2d1点短路时的等值电路图
d4点短路电流计算，等值电路如图5.3所示
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