回路数
供电方式
配电站A
2500
0.80
12
2
架空
配电站B
3000
0.80
10
2
架空
配电站C
2000
0.80
15
1
架空
配电站D
2000
0.80
10
1
架空
配电站E
2000
0.80
14
1
架空
配电站F
2000
0.80
20
1
架空
机械厂
2000
0.90
10
2
电缆
化工厂
2000
0.90
8
2
电缆
医院
1000
0.80
10
2
电缆
剧院
1500
0.90
5
2
电缆
负荷同时率：
0.85
最大负荷利用小时T
：
5500小时
<3）110KV负荷同时率：
0.85
<4）负荷年增长率：
5%
3、地区温度：
年最高温度：
40℃
年最低温度：
-5℃
最热月平均最高温度：
35℃
最热月平均地温：
25℃
四、主变压器的选择
变电所负荷统计的计算
35KV侧负荷分析及计算
变电所A：
cosφ1=0.80 tanφ1=0.75
P30（1>=15000kW Q30（1>=15000kW*0.75=11250kvar
变电所B：
cosφ2=0.80 tanφ2=0.75
P30（2>=12000kW Q30（2>=12000kW*0.75=9000kvar
变电所C：
cosφ3=0.85 tanφ3=0.62
P30（3>=10000kW Q30（3>=10000kW*0.62=6200kvar
医院：
cosφ4=0.80 tanφ4=0.75
P30（4>=5000kW Q30（4>=5000kW*0.75=3750kvar
化肥厂：
cosφ5=0.90 tanφ5=0.48
P30（1>=8000kW Q30（1>=8000kW*0.48=3840kvar
∑P30=50000kW
∑Q30=34040kvar
负荷同时率：
η=0.80
∑P'30=50000kW*0.80=40000kW
∑Q'30=34040kvar*0.80=27232kW
10KV侧符合分析及计算
配电站A：
cosφ6=0.80 tanφ6=0.75
P30（6>=2500kW Q30（6>=2500kW*0.75=1875kvar
配电站B：
cosφ7=0.80 tanφ7=0.75
P30（7>=3000kW Q30（7>=3000kW*0.75=2250kvar
配电站C：
cosφ8=0.80 tanφ8=0.75
P30（8>=2000kW Q30（8>=2000kW*0.75=1500kvar
配电站D：
cosφ9=0.80 tanφ9=0.75
P30（9>=2000kW Q30（9>=2000kW*0.75=1500kvar
配电站E：
cosφ10=0.80 tanφ10=0.75
P30（10>=2000kW Q30（10>=2000kW*0.75=1500kvar
配电站F：
cosφ11=0.80 tanφ11=0.75
P30（11>=2000kW Q30（11>=2000kW*0.75=1500kvar
机械厂：
cosφ12=0.90 tanφ12=0.48
P30（12>=2000kW Q30（12>=2000kW*0.48=960kvar
化工厂：
Cosφ13=0.90 tanφ13=0.48
P30（13>=2000kW Q30（13>=2000kW*0.48=960kvar
医院：
cosφ14=0.80 tanφ14=0.75
P30（14>=1000kW Q30（12>=1000kW*0.75=750kvar
剧院：
cosφ15=0.90 tanφ15=0.48
P30（15>=1500kW Q30（15>=1500kW*0.48=720kvar
∑P30=20000kW
∑Q30=13515kvar
负荷同时率：
η=0.85
∑P'30=20000kW*0.85=17000kW
∑Q'30=13515kvar*0.85=11487.75kW
10kW与35kW侧总的负荷
∑P30=17000+40000kW=57000kW
∑Q30=11487.75+27232kvar=38719.75kvar
S30=
√<∑P302+∑Q302）=√<570002+38719.752>kV·A=68907.32kV·A
本变电所设计根据项目5~10年发展规划进行，负荷年增长率5%，预测未来5年发展规划变电所总的需要容量：
∑Pmax（110>=∑P30*（1+5%>5=57000*（1+5%>5kW=72748.05kW
∑Qmax（110>=∑Q30*（1+5%>5=38719.75*（1+5%>5kvar=49417.30kvar
∑Smax（110>=∑S30*（1+5%>5=68907.32*（1+5%>5kV·A=87945.14kV·A
五、主变压器台数的选择
选择主变压器台数时应考虑下列原则：
<1）应满足用电负荷对供电可靠性要求。
对共有大量一，二级负荷的变电所，宜采用两台变压器，以便当一台变压器发生故障或检修时，另一台变压器能对一，二级负荷继续供电。
对只有二级而无一级负荷的变电所，也可以只用一台变压器，但必须在低压侧敷设于其它变电所相联络线作为备用电源。
<2）对季节性负荷或昼夜负荷变动较大宜于采用经济运行方式变电所，也可考虑用两台变压器。
<3）除上述情况外，一般变电所宜采用一台变压器。
但是负荷及中而容量相当大的变电所，虽为三级负荷，也可以采用两台或以上变压器。
<4）在确定变电所主变压器台数时，应适当考虑负荷的发展。
所以本次设计选用2台主变压器，互为暗备用。
六、主变压器容量的选择
主变压器容量确定的要求：
1）主变压器容量一般按变电所建成后5～10年的规划进行负荷选择，并适当考虑到远期10～20年的负荷发展。
2）根据变电所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，应保证用户的一级和二级负荷：
对一般性变电站停运时，其余变压器容量就能保证全部负荷的60以上。
所以本站单台主变容量应为
S单=∑Smax（110>*60%=87945.14*60%kV·A=52767.08kV·A
七、主变压器型式的选择
具有两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，主变压器采用双饶组。
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圈变压器。
我国110kV及以上电压变压器绕组都采用Y
连接；10kV以下电压变压器绕组都采用
连接。
7.1主变压器相数的选择
电力变压器按相数可分为单相变压器和三相变压器两类，三相变压器与同容量的单相变压器组相比较，价格低、占地面积小，而且运行损耗减少12～15％。
大型变压器选用单相变压器或三相变压器。
本设计中选用三相变压器，以提高经济性。
7.2绕组数的选择
变压器按其绕组数可分为双绕组普通式、自耦式以及低压绕组分裂式等型式。
当发电厂只升高一级电压的变电所，可选用双绕组普通式变压器。
自耦变压器特点是其中两个绕组除有电磁联系外，在电路上也有联系。
因此，当自耦变压器用来联系两种电压的网络时，一部分传输功率可以利用电磁联系，另一部分可利用电的联系。
电磁传输功率的大小决定变压器的尺寸、重量、铁芯截面和损耗，所以与同容量、同电压等级的普通变压器比较，自耦变压器的经济效益非常显著。
但是，因为自耦变压器在高压电网和中压电网之间有电气连接，故具备了过电压从一个电压等级的电网转移到另一个电压等级电网的可能性。
例如，高压侧电网发生过电压时，它可通过串联绕组进入公共绕组，使其绝缘受到危害。
如果在中压电网出现过电压时，它同样进入串联绕组，可能产生很高的感应过电压。
为了防止高压侧电网发生单相接地时，在中压绕组其它两相出现过电压，要求自耦变压器的中性点必须直接接地。
本次设计选用双绕组变压器。
7.3主变调压方式的选择
为了保证供电质量可通过切换变压器的分接头开关，改变变压器高压绕组的匝数，从而改变其变比，实现电压调整。
切换方式有两种：
一种是不带电压切换，称为无激磁调压，调整范围通常在±2×2.5％以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30％，其结构复杂，价格较贵。
变电所在以下情况时，宜选用有载调压变压器：
<1）地方变电所的自用变电所经常出现日负荷变化幅度很大的情况时，又要求满足电能质量往往需要装设有载调压变压器；
<2）110kV及以下的无人值班变电站，为了满足遥调的需要应装设有载调压变压器。
7.4连接组别的选择
我国110kV及以上电压，普通双绕组一般选用YN，d11接线。
近年来，也有采用全星形接线组别的变压器，即变压器高、中、低三侧均接成星形。
这种接线零序组抗大，有利于限制短路电流，也便于在中性点处连接消弧线圈。
缺点是正弦波电压波形发生畸变，并对通信设备产生干扰，同时对继电保护整定的准确度和灵敏度均有影响。
7.5主变压器冷却方式的选择
变压器存在短路和空载损耗,使变压器温度增高。
为使温度不超过允许值，冷却方式主要有：
自然风冷却、强迫空气冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却、水内冷变压器等。
自然风冷却<一般适于7500kVA以下小容量变压器）；
强迫空气冷却又简称风冷式<用于容量大于等于8000kVA的变压器）；
强迫油循环水冷却<油压大于水压）；
强迫油循环风冷却；
强迫油循环导向冷却<近年来大型变压器都采用这种冷却方式）；
水内冷变压器从上到下。
T容量越来越大,冷却能力越强,造价越高
八、主接线的选择
8.1选择原则
电气主接线是变电所设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。
主接线方案的确定与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，确定变电所主接线的最佳方案。
8.1.1主接线设计的基本要求及原则
变电站主接线设计的基本要求
<1）可靠性
供电可靠性是电力生产和分配的首要要求，电气主接线的设计必须满足这个要求。
因为电能的发送及使用必须在同一时间进行，所以电力系统中任何一个环节故障，都将影响到整体。
供电可靠性的客观衡量标准是运行实践，评估某个主接线图的可靠性时，应充分考虑长期运行经验。
我国现行设计规程中的各项规定，就是对运行实践经验的总结，设计时应该予以遵循。
<2）灵活性
电气主接线不但在正常运行情况下能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，能尽快的退出设备、切除故障，使停电时间最短、影响范围最小，并在检修设备时能保证检修人员的安全。
<3）操作应尽可能简单、方便
电气主接线应简单清晰、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最小，占地面积最少，使变电站尽快的发挥经济效益。
<5）应具有扩建的可能性
因为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，应考虑到有扩建的可能性。
8.1.2变电站主接线设计原则：
1.在10kV配电装置中，进出线回路数不超过5回时，一般采用单母线接线方式，出线回路数在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，出线需要带电抗器时，可采用双母线接线。
2.在110kV配电装置中，进出线回路数不超过2回时，采用单母线接线；进出线回路数为3～4回时，采用单母线分段接线；进出线回路数在4回及以上时，一般采用双母线接线。
3.当采用其他方式时性能可靠、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。
8.2变电站的各侧主接线方案的拟定
在对原始资料分析的基础上，结合对电气主接线的可靠性、灵活性、及经济性等基本要求，综合考虑在满足技术、经济政策的前提下，力争使其为技术先进、供电可靠安全、经济合理的主接线方案。
供电可靠性是变电所的首要问题，主接线的设计，首先应保证变电所能满足负荷的需要，同时要保证供电的可靠性。
变电所主接线可靠性拟从以下几个方面考虑：
1、断路器检修时，不影响连续供电；
2、线路、断路器或母线故障及在母线检修时，造成馈线停运的回数多少和停电时间长短，能否满足重要的I、II类负荷对供电的要求；
3、变电所有无全所停电的可能性；
主接线还应具有足够的灵活性，能适应多种运行方式的变化，且在检修、事故等特殊状态下操作方便，高度灵活，检修安全，扩建发展方便。
主接线的可靠性与经济性应综合考虑，辩证统一，在满足技术要求前提下，尽可能投资省、占地面积小、电能损耗少、年费用<投资与运行）为最小。
1、110kV侧接线的选择
A方案：
单母线接线
单母线接线的优点是：
接线简单，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。
但是其也具有明显的缺点：
<1）可靠性差。
当母线或母线隔离开关发生故障或检修时；所有回路都停止工作，也就是要造成全站长期停电。
<2）调度不方便，电源只能并列运行，不能分列运行，并且线路侧发生短路时，有较大的短路电流。
综上所述，这种接线形式一般只用于出线回路少，并且没有重要负荷的变电站中。
本设计中因具有医院等一级负荷，故单母线接线不宜使用。
B方案：
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进行分段，可以提高供电可靠性和灵活性；对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，以保证对重要用户的供电。
当一段母线姓故障，分段断路器自动将故障段隔离，保证正常段母线不间段供电，不致使重要用户停电，两段母线同时故障的几率甚小，可以不予考虑。
其可靠性满足10kV侧负荷要求。
图3-2单母线分段接线
综合以上原因，110kV侧主接线形式选择单母分段接线方式。
2、10KV侧主接线方案
对原始材料分析可得，10KV侧负荷出线共16回，回路较多，负荷容量较大。
其中双回路负荷6个，对可靠性要求较高。
经分析10KV侧主接线可选方案有：
<1）单母分段接线方式；<2）双母线接线；<3）双母分段接线方式。
现对其分别比较如下：
方案<1）：
单母分段接线方式，详细分析同110KV侧主接线方案B，虽然也具有较高的可靠性，但是，因为这种接线对重要负荷必须采用两条出线供电，大大增加了出线数目，使整个母线系统可靠性受到限制，所以，在重要负荷的出线回路较多，供电容量较大时，一般不予采用。
方案<2）：
图3-3为双母线接线，有两组母线后，运行的可靠性和灵活性大为提高，其特点有1）供电可靠。
检修母线时，电源和出线可以继续工作，不会中断对用户的供电；检修任一母线隔离开关时，只需断开该回路；工作母线发生故障后，所有回路能迅速恢复供电；2）调度灵活。
各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应电力系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要；通过倒换操作可以组成各种运行方式。
3）扩建方便。
因其较高的可靠性，广泛用于出线带电抗器的6~10KV配电装置中。
方案<2）能很好的满足本设计中10KV侧负荷要求。
方案<3）是双母线分段接线，双母线分段接线具有双母线接线的各种优点，并且任何时候都有备用母线，有较高的可靠性和灵活性。
但是操作变得复杂，而且增加了母联断路器和分段断路器数量，配电装置投资较大。
与方案<2）相比，经济性较差，故不用方案<3）。
3、35KV侧主接线方案
分析同10kV
通过对原始资料的分析及根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求，选择了两种待选主接线方案进行了技术比较，淘汰较差的方案，最终确定了变电站电气主接线方案：
110KV侧选用单母线分段接线方式，10KV、35KV侧选用双母线接线方式。
变电所主接线图如下所示：
2回电源进线，经过2台主变压器送到10KV侧和35KV，低压侧出线24回，因篇幅关系，双回线仅画出单回线。
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