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1、110kv变电所电气设计第一章 绪论1.1 选题背景及意义随着经济的快速发展，加强科学进步和提高经济效益成为电力经营管理关注的重要问题。由于电网的规模不断扩大，电压等级和自动化水平的不断提高，供电部门为了适应新的市场要求，发展形式要求城乡变电站尽快实现无人值班。实现无人值班既是降低电力系统运行成本，提高电力企业经济效益的要求，又是衡量电力系统自动化程度高低的重要标准可靠的继电保护、技术成熟的具备“四遥”功能的远动自动化系统、稳定的一次设备是变电站实现无人值班的重要条件。无人值班的改造主要目的就是完成五个监控中心设备安装调试的基础上，对各220kv、110kv变电站的一次、二次设备进行改造，使其
2、接入相应的控制中心，在监控中心实现对变电站设备的遥信、遥测、遥控、遥调、遥视、遥脉。变电站端的主要工作包括：1、 变电站自动化综合改造。2、 油断路器更换成无油断路器。3、 配合无人值班改造，落实变电站二次设备反措项目，包括：差动保护范围不包含低压侧主进断路器的改造,变电站继电保护专用等电位网的改造；主变保护双重配置等。4、 变电站五防系统的改造5、 安装图像及火灾监视系统，实现“遥视”功能6、 计量设备的改造，更换部分计量设备并接入监控系统，实现“遥脉”功能。由此可见，变电站无人值班改造并不仅仅是综合自动化改造，而是在综合自动化的基础上，对一、二次设备的全面改造，使之满足变电站无人值班的要求
3、。1.2 国内外研究动态在西欧、北美的发达国家及东亚的日本，不仅中低压的变电站，而且有些高压级别的变电站（380kv和500kv等级）也都采用了无人值班的运行方式，有的电力公司已经实现100%变电站无人值班。据介绍，这些国家在20世纪60年代就已经开始了无人值班变电站的建设，到20世纪70年代已完成了变电站无人值班改造。我国的无人值班变电站建设起步也比较早，在20世纪50年代开展有接点遥信和频率式遥测远动技术的研究时，就以郑州和沈阳等供电局作为试点，并于1958年在全国掀起了变电站无人值班的热潮，许多供电局的35110kv变电站撤了人。后来，由于技术、经济及管理体制上的原因，除郑州电业局等少数
4、供电部门还在部分变电站坚持无人值班外，大都停止了这一尝试。随着计算机技术、通信技术、控制技术的发展，我国在电网调度自动化及远动技术的研究及产品开发方面取得了比较大的发展，特别是基于微机及工作站的SCADA/EMS系统、分布式微机远动装置和交流采样远动装置的开发成功奠定了变电站实现无人值班的基础。1994年全国地调调度自动化专业工作组会议讨论通过并向国调中心提交的专题文件“关于扩展遥控和变电站无人值班的意见”，以及1995年2月28日召开的全国变电所无人值班研讨会，进一步促进了我国的无人变电站建设的进程。1996年，全国电力系统第一座110kv综合自动化变电站福益站在邢台电网投入运行。2006年
5、，河北省公司计划在三年内在全部110kv以上的变电站实现无人值班。紧接着各省电力公司入绪有下属变电站实现无人值班。1.3 课题的设计内容本课题主要针对无人值班变电所电气一次部分进行设计，具体设计内容如下：(1)选择本变电所主变的台数、容量和类型根据设计手册要求并结合本变电所实际情况和可靠性要求选择台数和型号，再确定变压器的容量，并进行过负载能力的校验。(2)设计本变电所的电气主接线根据变电所设计技术规程和实际情况选出数个电气主接线方案进行技术经济比较，确定一个较佳方案。(3)进行必要的短路电流计算根据本变电所的情况计算出系统最大运行方式下的短路电流，为母线系统的设计和电气设备的选择做好准备。(
6、4)选择和校验所需的电气设备根据电气设备选择的一般原则，按正常运行情况选择、按短路情况校验设备。同时兼顾发展选用设备。(5)配电装置的选型和布置第二章 变电所原始资料分析及设计方案2.1 原始资料分析1变电所类型：地方降压变电所2电压等级:110/35/10kv3负荷情况：(1)变电所用电率：2%；(2)10KV侧负荷：最大15MW，最小10MW，年最大利用小时数5000小时，COS=0.85，其中70%负荷为一、二类负荷；(3)35KV侧负荷：最大36MW，最小30MW，年最大利用小时数5000小时，COS=0.85，其中70%负荷为一、二类负荷。4.出线回路：(1)35KV系统：出线6回；
7、(2)10KV系统：出线10回。5.系统情况：(1)110KV系统：出线2回；(2)系统总容量1500MW，最大运行方式下XS*=0.86，最小运行方式下XS*=0.92（SB=1000MVA）。6.环境条件：(1)当地年最高温度39度，年最低温度-22，最热月平均温度28度；(2)当地海拔高度850米，年雷暴日数为15日；(3)土壤电阻率：400欧米。2.2 变电所各部分设计方案2.2.1 电气主接线方案：采用110KV侧为桥型接线方式，35KV侧为双母线接线方式，10KV侧为单母线分段接线方式，具体方案详见后。2.2.2 短路电流计算首先将整个系统化简为最大运行方式和最小运行方式的正序网络
8、图，具体见后。2.2.3 导体和电器的选择与设计本变电站海拔高度850M，可不校验海拔高度位于III类气象区，最高温度39度，年最低温度-22度，温度校验可忽略。详细见后。2.2.4 防雷计算对于本变电站的直击雷过电压保护采用避雷针，即在变电站四个角分别架设4支等高的避雷针，经过计算，可保护全变电站，详细见后。2.2.5 接地网设计本设计中采用以水平接地体为主，带垂直接地体的人工接地体，全所铺设长条形均压带，每条均压带间隔6M，埋深0.8M，详细见后。第三章 电气主接线设计变电站的电气主接线指由各种电气元件如变压器、断路器、隔离开关等按照一定的要求和顺序连接起来构成发电、输电、配电的电气回路。
9、电气主接线的选择正确与否对电力系统的安全、经济运行，对电力系统的稳定和调度的灵活性，以及对变电站的电气设备选择，配电装置的布置，继电保护和自动装置的确定等都有重大的影响。因此在选择变电站的电气主接线时，应注意变电站在电力系统中的地位、回路数、设备特点及负荷性质等条件，按照电气主接线设计的一般原则和要求，经过缜密的比较和严格的论证才能保证在建成使用的过程中不致有任何无法弥补的失误。3.1 电气主接线设计原则3.1.1 合理地确定变压器的运行方式确定运行方式总的原则是安全、经济地保证对用户安全、连续的供电。3.1.2 接线方式的确定变电站建设规模应根据电力系统5-10年发展规划进行设计，在主接线设
10、计时，必须从全局出发，统筹兼顾，根据待设计变电站在系统中的地位、进出线回路数、负荷情况、周围环境条件等，确定合理的设计方案。3.2 设计主接线的设计要求在设计电气主接线时，应使其满足供电可靠性、运行灵活性和经济性等基本要求。3.2.1 可靠性供电可靠性是电力生产和配电的基本要求，电气主接线也必须满足这个要求，而又如何使主接线运行有无充分的可靠性：(1)断路器检修时，能否不影响供电；(2)线路、断路器或母线的故障时，以及母线检修时，停电出线回路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；(3)变电站全部停运的可能性；(4)满足用户的供电可靠性的要求。3.2.2 灵活性主接线的灵活性要求
11、有以下几方面：(1)调度灵活，操作简单。能灵活的进行运行方式的转换，不仅正常运行时能安全可靠的供电，而且在系统故障或设备检修及故障时，也能根据调度的要求灵活、简便、迅速地倒换运行方式，使停电时间最短，影响范围最小，甚至于不影响供电。(2)检修安全。应能方便地停运断路器，母线及继电保护设备，进行安全检修而不影响变电站的正常运行及对用户供电。(3)扩建方便。应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。3.2.3 经济性在满足供电可靠性、灵活性及技术要求的前提下，做到经济合理：(1)投资省。主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关 等一次设备投资，要使控制、保护方
12、式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资；要适当限制短路电流，以便选择价格合理的电气设备。(2)占地面积小，电气主接线的设计要为配电装置的布置创 造条件，以便节约用地和节省架构导线、绝缘子及安装费用。(3)电能损耗少。经济合理地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。3.3 选择主接线的接线形式3.3.1 主接线形式设计1110K侧接线方式：为了保证对用户供电的可靠性，变电站的主变压器一般不多于两台，且根据原始资料，由110KV系统供给电源，电源进线两回，属于双电源供电。按照电力系统课程设计及毕业设计参考资料确定110K侧接线方式方案。方案一：内桥接线；方案二：双
13、母线带旁路接线。a.内桥接线（如图3.1）优点：(1)高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器；(2)通过加装正常断开运行的跨条，当出线断路器检修时，不影响对任 何一回线路的供电；(3)在跨条上加装两组隔离开关后，可以轮流停电检修任何一组隔离开关而不影响对负荷的供电。缺点：(1)变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；(2)不利于扩建。图3.1 内桥接线图3.2 双母线带旁路接线b.双母线带旁路接线（如图3.2）优点：检修断路器时不中断该回路供电。 使运行更加灵活，保证了供电的可靠性。(1)当其中一个电源点发生故障时，可以由另一电源供电。(2)当其中一回进线断路器发
14、生故障，根据系统潮流分布，系统又 不允许另一回路向它供电，由旁路断路器代替通过旁路母线供电，而不至于造成全站失电。缺点：(1)所用的断路器、隔离开关增加，同时又增加了一条母线，使得占地面积增加，提高了造价；(2)设备多导致操作复杂。2.35KV侧接线方式：根据原始资料可知，35KV侧出线较多，又一、二类负荷占得比例大，按照电力系统课程设计及毕业设计参考资料确定35KV侧接线方式方案。方案一：单母线分段接线方案二：双母线接线a.单母线分段接线(如图3.3)优点：(1)用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。(2)当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保
15、证正常段 母线不间断供电和不致使重要用户停电。(3)简化低压侧的继电保护装置。缺点：(1)当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。(2)检修任一回路必须断开该回路的断路器停止供电。(3)扩建时需向两个方向扩建。图3.3 单母线分段接线图3.4 双母线接线b.双母线接线（如图3.4）优点：(1)采用双母线接线可进行倒闸操作，有利于刀闸的检修，避免了因负荷大使刀闸发热从而引发线路停电；(2) 倒闸操作后有利于母线的检修，而不影响对负荷的供电。缺点：(1)检修刀闸必须使线路停电；(2)占地面积大。3.10KV侧接线方式由原始资料可知，待设计变电站有10KV出线10回，出线数量较多，且一、二类负荷占的比例大，根据电力系统课程设计及毕业设计参考资料确定10KV侧接线方式。a.单母线接线（如图3.5）优点：(1)接线简单清晰，设备少，操作方便;(2) 便于扩建，节省投资和
