最新110kV降压变电站系统设计Word下载.docx
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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，
cosϕ＝0.9，Tmax＝5500h
②35kV负荷每回容量6000kVA，
cosϕ＝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，cosϕ＝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：
d3
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
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。
同时兼顾今后的发展，选用性能价格比高，运行经验丰富、技术成熟的设备，尽量减少选用设备类型，以减少备品备件，也有利于运行、检修等工作。
电气设备选择的一般原则为：
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
②应满足安装地点和当地环境条件校核
③应力求技术先进和经济合理
④同类设备应尽量减少品种
⑤与整个工程的建设标准协调一致
⑥选用的新产品均应具有可靠的试验数据并经正式签订合格的特殊情况下选用未经正式鉴定的新产品应经上级批准
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。
①电压
选用的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。
②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。
校验的一般原则：
①电器在选定后应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最严重情况的短路电流。
②用熔断器保护的电器可不校验热稳定。
③短路的热稳定条件
——在计算时间ts内，短路电流的热效应（kA2s）
It——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Ts按下式计算
Tima=td+tkd
td——继电保护装置动作时间（s）
tkd——断路器的全分闸时间（s）
④动稳定校验
电动力稳定是导体和电器承受短时电流机械效应的能力，称动稳定。
满足动稳定的条件是：
Ish≤idw,Ish≤Idw
ishIsh——短路冲击电流幅值及其有效值
idwIdw——允许通过动稳定电流的幅值和有效值
⑤绝缘水平
在工作电压的作用下，电器的内外绝缘应保证必要的可靠性。
断口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。
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，所以在选择其额定电流时，应满足各种可能方式下回路持续工作电流的要求。
5.2各回路的工作电流计算
各回路的工作电流的计算原则如下表
表7各回路最大持续工作电流的计算
回路名称
各回路最大持续工作电流的计算
发电机、调相机、三相变压器回路
，如变压器允许过负载时按过载计算
母线联络断路
Imax一般为该段母线上所连接的发电机和变压器中单台容量最大设备的持续工作电流
母线分段电抗器
Imax按该母线上故障切除最大一台发电机或变压器时，可能通过电抗器的电流计算，或取最大一台发电机或变压器额定电流的（50～80）%
馈电线路
，按潮流分布计算，当回路中装有电抗器时，Imax一般按电抗器IN计算，还需考虑事故时转移过来的负荷
待建变电站的主变压器的容量比为100/100/50，计算过程如下：
主变压器110kV侧
主变压器35kV侧
主变压器10kV侧
110kV出线侧
35kV出线侧
10kV出线侧
5.3断路器和隔离开关选择
高压断路器在高压回路中起着控制和保护的作用，是高压电路中最重要的电器设备。
待建变电站在选择断路器的过程中，尽可能采用同一型号断路器，以减少备用件的种类，方便设备的运行和检修。
考虑到可靠性和经济性，方便运行维护和实现变电站设备的无油化目标，且由于SF6断路器已成为超高压和特高压唯一有发展前途的断路器。
故在110kV侧采用SF6断路器。
真空断路器具有噪音小、无污染、可频繁操作、使用寿命和检修周期长、开距短，灭弧室小巧精确、动作快、适于开断容性负荷电流等特点，因而被大量使用于35kV及以下的电压等级中。
所以，35kV侧和10kV侧采用真空断路器。
隔离开关是高压开关设备的一种，它主要是用来隔离电源，进行倒闸操作的，还可以拉、合小电流电路。
选择隔离开关时应满足以下基本要求：
①隔离开关分开后应具有明显的断开点，易于鉴别设备是否与电网隔开。
②隔离开关应具有足够的热稳定性、动稳定性、机械强度和绝缘强度。
③隔离开关在跳、合闸时的同期性要好，要有最佳的跳、合闸速度，以尽可能降低操作时的过电压。
根据以上分析，各电压等级的开关器件选择如下：
一、110kV侧
断路器的选型：
流过主变110kV侧断路器和110kV侧出线断路器的短路电流与流过110kV侧进线断路器和110kV侧分段断路器的电流相差不大，故选用同一型号的断路器，以便于检修和备件更换。
选择详细介绍如下：
①型号的选择
选用国产LW6−110I型SF6断路器，具体参数如下：
表8LW6−110I型SF6断路器主要技术参数
额定电压
110kV
最高工作电压
126kV
额定电流
3150A
额定短路开断电流（单分/重合闸）
40kA
热稳定电流（3s）
动稳定电流（峰值）
100kA
短路关合电流
操动机构
液压
全开断时间（不大于）
50ms
②额定电压
UN≥UNS
选择断路器的额定电压110kV等于系统母线电压110kV。
③额定电流
IN≥Imax
根据前面计算的工作电流：
主变110kV侧：
Imax1=137.78A
110kV出线：
Imax4=52.49A
选择的断路器的额定电流有2000A，故两种情况下都满足。
④额定开断电流
INbr≥I〞
使用快速保护和高速断路器时，其开断时间小于0.1s，当电源附近短路时，短路电流中的非周期分量可能超过20%，因此需采用短路全电流检验。
选择的断路器的额定开断电流31.5kA，大于系统最大三相短路电流周期分量有效值Ik=2kA，也大于短路全电流的大小
故满足开断电流要求。
⑤短路关合电流
断路器合闸于有潜伏性故障的线路时，经历一个先合后分的操作循环，此时断路器应能可靠地开断。
在电压额定时，能可靠关合、开断的最大短路电流称为额定关合电流，它是表征断路器灭弧能力、触头和操动机构性能的重要参数之一，用以下公式校验：
iNC1≥ish
选择的断路器的短路关合电流100kA远远大于短路电流的冲击值5.1kA，故满足短路关合电流的要求。
⑥合、分闸时间选择动稳定
对于110kV以上的电力网，系统稳定要求快速切除故障时，断路器的固有分闸时间不宜大于0.04s。
用于电气制动回路的断路器，其合闸时间不宜大于（0.04～0.06）s。
所选的断路器的全开断时间（断路器固有分闸时间+电弧持续燃烧时间）不大于0.05s，所以满足合、分闸时间要求。
⑦动稳定校验
短路冲击电流通过电器产生的电动力，应不超过厂家的规定，即应满足动稳定要求：
ies≥ishIes≥Ish
选择的断路器的额定动稳定电流ies=100kA>
ish=5.1kA，Ies=56.57kA>
Ish=3.6kA满足动稳定要求。
⑧热稳定校验
所选断路器的全开断时间（断路器固有分闸时间+电弧持续燃烧时间）不大于0.05s，待建变电所110kV进线后备保护动作时间取2s，所以热效应的等效时间tk=2S+0.05S=2.05S。
110kV主变侧及出线侧热效应的等效时间为tk=1.5+0.05S=1.55S。
那么热稳定校验为：
402×
3kA2∙S≥22×
2.05kA2∙S
1.55kA2∙S
故满足热稳定要求。
⑨额定容量
所选的断路器额定开断容量
该值大于110kV侧三相短路容量，满足要求。
⑩操动机构的选择
断路器的操动机构分为电磁式、弹簧式、液压式、液压弹簧式几种，各种类型的操动机构都有一定的优缺点。
断路器进行合闸、分闸、重合闸操作，并保持在合、分闸状态，这些功能都是由操动机构完成的。
所以，操动机构是决定断路器性能的关键部件之一，其好坏直接影响到断路器的技术性能。
110kV侧断路器选择如下：
表9110kV侧主变、线路断路器
设备型号
LW6−110I型
项目
设备参数
使用条件
137.78A/52.49A
额定开断容量
7621MVA
400MVA
额定开断电流
2kA
热稳定
3kA2∙S
22×
2.05kA2∙S
动稳定
5.1kA
全开断时间
0.05s
液压式
注：
额定电流一行中，斜杠左边是110kV进线的工作电流，斜杠右边是110kV主变侧及出线侧的工作电流。
热稳定校验一行中，斜杠左边是110kV进线断路器的热效应，斜杠右边是110kV主变侧及出线侧断路器的热效应。
隔离开关的选型：
隔离开关的选择与断路器的选择过程差不多，唯一的差别就是隔离开关没有开断短路电流的要求，不必校验开断电流，其他选择项目与断路器相同。
选择型号如下表所示：
表10110kV侧主变、线路隔离开关
GW4−110W/630−50
630A
热稳定（4S）
202×
50kA
CS17-G
热稳定校验一行中，斜杠左边是110kV进线刀闸的热效应，斜杠右边是110kV主变侧及出线侧刀闸的热效应。
二、35kV侧
三台主变同时运行时的35kV母线短路电流用以校验35kV侧出线断路器，而一台主变退出运行时的35kV母线短路电流用以检验35kV侧进线断路器和分段兼旁路断路器。
由于两种情况下的短路电流大小差别不是很大，为了检修方便，仍然选用同一种型号的断路器。
表1135kV侧主变、线路断路器
ZN39−40.5/1250−16
40.5kV
35kV
1250A
393.65A/89.98A
25kA
3.93kA/3.32kA
252×
2kA2∙S
3.932×
1.08kA2∙S
10kA
0.08S
CT19N
额定电流一行、额定开断电流一行、热稳定一行以及动稳定一行中，斜杠左边分别是主变35kV侧的工作电流、三台主变运行时三相短路电流、热效应和短路冲击电流，斜杠右边分别是35kV出线的工作电流、一台主变退出运行时三相短路电流、热效应和短路冲击电流。
三、10kV侧
10kV侧采用高压开关柜
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