高压配电网C变电所电气一次部分设计Word格式文档下载.docx
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按使用电力目的划分：
动力用电，照明用电，电热用电，各种电气设备仪器的操作控制用电及通信用电
3）
按用电用户的重要性划分：
一类负荷，二类负荷和三类负荷
4）
按负荷的大小划分：
最大负荷，平均负荷，最小负荷
2.1.2各主要电用户的用电特点
工业用电特点分析
用电量大，占全社会用电量的75%左右。
用电比较稳定。
商业用电特点分析
比重不大，约为4.2%。
并且季节性强。
交通运输业的用电
约占1.5%左右。
城乡居民生活用电
此类用电在总用电中的比重有较大提高，但比重不大，约占10%左右。
5）
动力用电
不仅与用电设备的容量有关，还与用电设备的负荷率和使用时间长短有关。
2.1.3电力系统负荷的确定
对于选择变电站主变压器容量，电源布点以及电力网的接线方案设计等，都是非常重要的，电力负荷应在调查和计算的基础上进行，对于近期负荷，应力求准确、具体、切实可行；
对于远景负荷，应在电力系统及工农业生产发展远景规划的基础之上，进行负荷预测，负荷发展的水平往往需要多次测算，认真分析影响负荷发展水平的各种因素，反复测算与综合平衡，力求切合实际。
电力系统在一定时段内（如一年、一天）的最大负荷值称为该时段的系统综合最大用电负荷。
时段内其余负荷值称为系统综合用电负荷。
系统各电力用户的最大负荷值不可能都出现在同一时刻。
因此，系统综合最大用电负荷值一般小于全系统各用户最大负荷值的总和，即PΣmax=K0ΣPimax中PΣmax-系统综合最大用电荷。
K0-同时率，K0≤1。
ΣPimax-各用户最大负荷的总和。
同时率的大小与用户多少、各用户特点有关，一般可根据实际统计资料或查设计手册确定。
表2.1负荷情况
电压
负荷名称
每回最大负荷（KW）
功率因数
回路数
供电方式
线路长度（km）
35kv（备用两回）
水泥厂
6000
0.65
1
架空
6
火电厂
8000
0.73
8
中方变
5000
0.75
15
水电站
7000
0.7
2
12
造纸厂
10
2.2无功功率补偿
2.2.1无功补偿的概念及重要性
无功补偿是指在交流电力系统中，就可看成为有功电源负荷和无功电源负荷两个并存且不可分割的电力系统，在运行、设计、监测、管理中，借助功率因数把有功系统和无功系统有机地联系起来，形同一个整体。
如果说交流系统运行的目的是传输和消费能源，那么无功系统运行就是为此而不可缺少的手段。
它的存在保持了交流电力系统的电压水平，保证了电力系统的稳定运行和用户的供电质量，并使电网传输电能的损失最小。
无功电源不足，即无功并联补偿容量不能满足无功负荷的需要，无功电源和无功负荷处于低电压的平衡状态。
由于电力系统运行电压水平低，给电力系统带来了一系列危害：
1、设备出力不足；
2、电力系统损耗增加；
3、设备损坏；
4、电力系统稳定度降低。
无功补偿的必要性
电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力系统安全经济运行，对保证用户的安全用电和产品的质量是非常重要的。
用户消耗的无功功率是它有功功率的50%～100%，同时电力系统本身消耗的无功功率可达用户的10%～30%。
另外变压器中存在励磁支路损耗和绕组漏抗中损耗，两部分无功损耗，无功功率的不足将造成电压的下降，电能损耗增大，电力系统稳定遭到破坏，所以电力系统的无功电源和无功功率必须平衡，因此要进行无功补偿。
无功补偿可以保证电压质量、减少网络中的有功功率的损耗和电压损耗，同时对增强系统的稳定性有重要意义。
2.2.2无功补偿装置类型的选择
1、无功补偿装置的类型
无功补偿装置可分为两大类：
串联补偿装置和并联补偿装置。
目前常用的补偿装置有：
静止补偿器、同步调相机、并联电容器。
2、常用的三种补偿装置的比较及选择
这三种无功补偿装置都是直接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变配电所的母线上。
同步调相机：
同步调相机相当于空载运行的同步电动机在过励磁时运行，它向系统提供无功功率而起到无功电源的作用，可提高系统电压。
装有自动励磁调节装置的同步调相机，能根据装设地点电压的数值平滑地改变输出或汲取的无功功率，进行电压调节。
特别是有强行励磁装置时，在系统故障情况下，还能调整系统的电压，有利于提高系统的稳定性。
但是同步调相机是旋转机械，运行维护比较复杂。
它的有功功率损耗较大。
小容量的调相机每千伏安容量的投入费用也较大。
故同步调相机宜于大容量集中使用，容量小于5MVA的一般不装设。
在我国，同步调相机常安装在枢纽变电所，以便平滑调节电压和提高系统稳定性。
静止补偿器：
静止补偿器由电力电容器与可调电抗并联组成。
电容器可发出无功功率，电抗器可吸收无功功率，根据调压需要，通过可调电抗器吸收电容器组中的无功功率，来调节静止补偿其输出的无功功率的大小和方向。
静止补偿器是一种技术先进、调节性能、使用方便、经纪性能良好的动态无功功率补偿装置。
静止补偿器能快速平滑地调节无功功率，以满足无功补偿装置的要求。
这样就克服了电容器作为无功补偿装置只能做电源不能做负荷，且调节不能连续的缺点。
与同步调相机比较，静止补偿器运行维护简单，功率损耗小，能做到分相补偿以适应不平衡负荷的变化，对冲击负荷也有较强的适应性，因此在电力系统得到越来越广泛的应用。
（但此设备造价太高，不在本设计中不宜采用）。
电力电容器：
电力电容器可按三角形和星形接法连接在变电所母线上。
它所提供的无功功率值与所节点的电压成正比。
电力电容器的装设容量可大可小。
而且既可集中安装，又可分散装设来接地供应无功率，运行时功率损耗亦较小。
此外，由于它没有旋转部件，维护也较方便。
为了在运行中调节电容器的功率，也可将电容器连接成若干组，根据负荷的变化，分组投入和切除。
综合比较以上三种无功补偿装置后，选择并联电容器作为无功补偿装置。
无功补偿装置容量的确定：
现场经验一般按主变容量的10％--30％来确定无功补偿装置的容量。
并联电容器装置的分组。
1、分组原则
1）、并联电容器装置的分组主要有系统专业根据电压波动、负荷变化、谐波含量等因素确定。
2）、对于单独补偿的某台设备，例如电动机、小容量变压器等用的并联电容器装置，不必分组，可直接与设备相联接，并与该设备同时投切。
对于110KV—220KV、主变代有载调压装置的变电所，应按有载调压分组，并按电压或功率的要求实行自动投切。
3）、终端变电所的并联电容器设备，主要是为了提高电压和补偿变压器的无功损耗。
此时，各组应能随电压波动实行自动投切。
投切任一组电容器时引起的电压波动不应超过2.5％。
2、分组方式
1）、并联电容器的分组方式有等容量分组、等差容量分组、带总断路器的等差容量分组、带总断路器的等差级数容量分组。
2）、各种分组方式比较
a、等差容量分组方式：
由于其分组容量之间成等差级数关系，从而使并联电容器装置可按不同投切方式得到多种容量组合。
既可用比等容量分组方式少的分组数目，达到更多种容量组合的要求，从而节约了回路设备数。
但会在改变容量组合的操作过程中，会引起无功补偿功率较大的变化，并可能使分组容量较小的分组断路器频繁操作，断路器的检修间隔时间缩短，从而使电容器组退出运行的可能性增加。
因而应用范围有限。
b、带总断路器的等差容量分组、带总断路器的等差级数容量分组，当某一并联电容器组因短路故障而切除时，将造成整个并联电容器装置退出运行。
c、等容量分作方式，是应用较多的分作方式。
综上所述，在本设计中，无功补偿装置分作方式采用等容量分组方式。
并联电容器装置的接线：
并联电容器装置的基本接线分为星形（Y）和三角形（△）两种。
经常使用的还有由星形派生出来的双星形，在某种场合下，也采用有由三角形派生出来的双三角形。
从《电气工程电气设计手册》（一次部分）P502页表9-17中比较得，应采用双星形接线。
因为双星形接线更简单，而且可靠性、灵敏性都高，对电网通讯不会造成干扰，适用于10KV及以上的大容量并联电容器组。
中性点接地方式：
对该变电所进行无功补偿，主要是补偿主变和负荷的无功功率，因此并联电容器装置装设在变电所低压侧，故采用中性点不接地方式。
当功率因数不满足要求时，首先进行自然功率因数补偿，在进行人工补偿。
自然补偿的方法有：
（1）
合理选择电动机的规格、型号；
（2）
防止电动机空载运行；
（3）
合理选择变压器的容量；
（4）
保证电动机的检修质量；
（5）
交流接触器的节电运行。
人工补偿的方法有：
并联电容器人工补偿
有功损耗小，约为0.25%-0.5%，而同步调相机约为1.5%-3%；
无旋转部分，运行维护方便；
可按系统需要增加或减少安装容量和改变安装地点；
个别电容器损坏不影响整个装置运行；
短路时，同步调相机增加短路电流，增大了用户开关的断流容量，电器
无此缺点。
同步电动机补偿
动态无功功率补偿
补偿前系统的平均功率因数为：
——有功负荷系数，一般为0.7～0.75本设计取0.75
——无功负荷系数，一般为0.76～0.82本设计取0.8
将由0.7提高到0.9所需的补偿容量为
tg
装设大容量的电力电容器，平均分配在两条35KV的母线上，35kV出线回路数8回，本期采用电力电容两组，每组装设9000kvar电容器组。
2.3主变压器的选择
2.3.1负荷分析与计算
若使供配电系统在正常条件下可靠的运行，必须正确的选择电力变压器，开关设备及导线，电缆等。
就需要对电力负荷进行计算。
计算负荷是供电设计计算的基本依据。
计算负荷的正确是否合理，将直接影响到电气设备和导线电缆的选择是否经济合理。
计算负荷不能定的太大，否则选择的电气设备和导线电缆将会过大而造成投资和有色金属的浪费，计算负荷也不能过小，否则选择的电气设备和导线电缆将会长期处于过负荷运行，增加电能损耗，产生过热，导致绝缘体过于老化甚至烧坏。
因此，工程上依据不同的计算目的，针对不同类型的用户和不同类型的负荷，在实践中总结出了各种计算方法，有估算法，需用系数法，二项式法，单相负荷计算法等。
此次设计用需用系数法。
本变电站负荷分析计算公式如下：
=
/
计算如下：
2）
=可知
=6000kw
=8000kw
=×
tan（cos）可知
=×
tan（cos）可知
=6000
tan（cos）
=8000
tan（cos）
=3900kvar
=5840kvar
==7156kvA
==9904kvA
/=118A
/=163A
4）
=可知
=5000kw
=7000kw
=5000
tan（cos）=3750kvar
=7000
tan（cos）
=3750kvar
=4900kvar
==6250kvA
==8545kvA
/=103A
/=140A
5）
tan（cos）=3500kvar
==6103kvA
/=100A
表2.2负荷分配情况
P（kw）
Q（kvar）
S（kvA）
I（A）
6000
3900
7156
118
8000
5840
9904
163
5000
3750
6250
103
水电厂
7000
4900
8545
140
3500
6103
100
同时系数的确定：
确定配电所母线的最大负荷时，所采用的有功负荷同时系数：
计算负荷小于5000千瓦。
0.9~1.0计算负荷为5000~10000千瓦。
0.85计算负荷超过10000千瓦0.8。
此次设计K为0.85。
由计算公式：
=K0.85×
（6000+8000+5000+7000+7000+5000）=32300（kw）
0.85×
（3900+5840+3750+4900+4900+3500）=22516（kvar）
=39373（kvA）
/=650（A）
2.3.2主变压器选择
在变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器。
《35～110kV变电所设计规范》规定，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，可装设两台以上主变压器。
装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。
具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。
主变压器台数和容量直接影响主接线的形式和配电装置的结构。
为了担负更多的负荷取70%。
则70%=24522（kvA）.。
由负荷计算，装设两台主变压器，每台变压器额定容量按下式选择，故可选择两台型号为SZ9—31500/110的变压器。
当一台主变停运时，即使不考虑变压器的事故过负荷能力，也能保证对61.0%的负荷供电。
表2.3主变压器参数技术参数
型号
额定
容量
（kVA）
额定电压
空载损耗
（KW）
负载损耗
空载电流
（%）
短路阻抗
连接组标号
一次
（KV）
分接范围（%）
二次
SZ9-
31500/110
31500
110
22.5
6.3
（6.6）
10.5
（11）
0.03
0.134
YNd11
括号里电压为降压变压器用电压
第3章电气主接线设计
3.1变电站主接线的要求及设计原则
现代电力系统是一个巨大的、严密的整体。
各类发电厂、变电站分工完成整个电力系统的发电、变电和配电的任务。
其主接线的好坏不仅影响到发电厂、变电站和电力系统本身，同时也影响到工农业生产和人民日常生活。
因此，发电厂、变电站主接线必须满足以下基本要求。
电气主接线是变电站设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。
主接线方案的确定对电力系统及变电所运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并对电器设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。
因此，主接线的设计必须正确处理好各方面的关系，全面分析论证，通过技术经济比较，确定变电站主接线的最佳方案。
3.1.1变电站主接线基本要求
1、运行的可靠性
断路器检修时是否影响供电；
设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。
2、具有一定的灵活性
主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。
切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。
3、操作应尽可能简单、方便
主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。
复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。
但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。
4、经济上的合理性
主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。
5、应具有扩建的可能性
由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。
因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。
变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统中的地位、环境、负荷的性质、出线数目的多少、电网的结构等。
3.1.2变电站主接线设计原则
1、变电所的高压侧接线，应尽量采用断路器较少或不用断路器的接线方式，在满足继电保护的要求下，也可以在地区线路上采用分支接线，但在系统主干网上不得采用分支界线。
2、在35-60kV配电装置中，当线路为3回及以上时，一般采用单母线或单母线分段接线，若连接电源较多、出线较多、负荷较大或处于污秽地区，可采用双母线接线。
3、6-10kV配电装置中，线路回路数不超过5回时，一般采用单母线接线方式，线路在6回及以上时，采用单母分段接线，当短路电流较大，出线回路较多，功率较大时，可采用双母线接线。
4、110-220kV配电装置中，线路在4回以上时一般采用双母线接线。
5、当采用SF6等性能可靠、检修周期长的断路器以及更换迅速的手车式断路器时，均可不设旁路设施。
总之，以设计原始材料及设计要求为依据，以有关技术规范、规程为标准，结合具体工作的特点，准确的基础资料，全面分析，做到既有先进技术，又要经济实用。
3.2110kV侧主接线方案选取
据任务书要求，每回最大负荷60000kVA.本设计提出两种方案进行经济和技术比较。
根据《110kV-35KV变电站设计规范》规定：
110kV线路为六回及以上时，宜采用双母线接线，在采用单母线，分段单母线或双母线的110kV-35KV主接线中，当不容许停电检修断路器时，可设置旁路母线和旁路隔离开关。
35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组或线路分支接线。
超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。
35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。
110kV线路为6回其以上时，宜采用双母线接线。
在采用单母线、分段单母线或双母的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。
故预选方案为：
双母线接线和单母线分段接线。
方案一、双母线接线
1、优点：
1）、供电可靠，通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流
检修一组导线而不致使供电中断，一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路母线隔离开关，只停该回路。
2）、调度灵活，各个电源和各个回路负荷可任意切换，分配到任意母线上工作，能够灵活地适应系统中各种运行方式调度和系统潮流变化的需要。
3）、扩建方便，向双母线的左右任何一个方向扩建，均不影响,两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。
当有双回架空线路时，可以顺序布置，以致连接不同的母线时，不会如单母线分
段那样导致出线交叉跨越。
4）、便于实验，当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至
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