110kV变电站电气一次系统设计毕业设计论文.docx

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110kV变电站电气一次系统设计毕业设计论文

110KV变电所电气一次部分初步设计

摘要

电能是当今城市发展最重要的能源和动力。

近年来，我国的电力工业在持续迅速的发展，社会生产和生活对电能供应的质量和管理提出了越来越高的要求。

城市供电系统的核心部分是变电所，因此，设计和建造一个安全、经济的变电所，是极为重要的。

110KV变电所一次部分的设计，是主要研究一个地方降压变电所是如何保证运行的可靠性、灵活性、经济性。

而变电所是作为电力系统的一部分，在连接输电系统和配点系统中起着重要作用。

我们这次选题的目的是将大学所学过的《电力工程》、《电力系统自动化》、《电机学》、《电路》等有关电力工业知识的课程，通过这次毕业设计将理论知识得以应用。

关键词：

变电所；电气主接线；电气设备；设计

1绪论

1.1110KV变电所的技术背景

变电站是电力系统的重要组成部分，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。

变电站能否正常运行关系到电力系统的稳定和安全问题。

而电网的稳定性、可靠性和持续性往往取决于变电站的合理设计和配置。

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。

电气主接线的拟订直接关系着全站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，是变电站电气部分投资大小的决定性因素。

本次设计为110KV变电站电气一次部分初步设计，分为设计说明书、设计计算书、设计图纸等。

所设计的内容力求概念清晰，层次分明。

本文是在XXX教授的精心指导下完成的。

XXX老师治学严谨、知识广博、善于捕捉新事物，新的研究方向。

在毕业设计期间XXX老师在设计选题和设计思路上给了我很多指导和帮助。

XXX老师循循善诱的教学方法、热情待人的处事方式、一丝不苟的治学态度、对学生严格要求的敬业精神给我留下了很深的印象。

在此，我向恩师致以最崇高的敬意和最诚挚的感谢！

本设计110KV变电所电气一次部分设计，其原始资料如下：

（1）．变电站类型：

110KV降压变电所，电压等级：

110/35/10KV；

（2）．出线回路数：

110KV侧2回（架空线）LGJ-185/30km

35KV侧4回（架空线）

10KV侧10回（电缆）

（3）．负荷情况

35KV侧：

最大20MW，最小15MW，Tmax=5300h，cosφ=0.85

10KV侧：

最大30MW，最小15MW，Tmax=5200h，cosφ=0.80

（4）.系统情况：

（1）系统经双回线（LGJ-185/30km）给变电所供电。

（2）系统110KV母线电压满足常调压要求。

（3）系统110kV母线短路电流标幺值为20（SB=100MVA）。

（4）35kV和10kV对端无电源

（5）.环境条件：

年最高温度：

40℃年最低温度：

-25℃年平均温度20℃

土壤电阻率ρ<400欧米

当地雷暴日35日/年

1.2主接线的设计原则

（1）.考虑变电所在电力系统中的地位和作用

变电所在电力系统中的地位和作用是决定主接线的主要因素。

变电所是枢纽变电所、地区变电所、终端变电所、企业变电所还是分支变电所，由于它们在电力系统中的地位和作用不同，对主接线的可靠性、灵活性、经济性的要求也不同。

（2）.考虑近期和远期的发展规模

变电所主接线设计应根据5~10年电力系统发展规划进行。

应根据负荷的大小和分布、负荷增长速度以及地区网络情况和潮流分布，并分析各种可能的运行方式，来确定主接线的形式以及所连接电源数和出线回数。

（3）.考虑负荷的重要性分级和出线回数多少对主接线的影响

对一级负荷，必须有两个独立电源供电，且当一个电源失去后，应保证全部一级负荷不间断供电；对二级负荷，一般要有两个电源供电，且当一个电源失去后，能保证大部分二级负荷供电。

三级负荷一般只需一个电源供电。

（4）.考虑主变台数对主接线的影响

变电所主变的容量和台数，对变电所主接线的选择将产生直接的影响。

通常对大型变电所，由于其传输容量大，对供电可靠性要求高，因此，其对主接线的可靠性、灵活性的要求也高。

而容量小的变电所，其传输容量小，对主接线的可靠性、灵活性要求低。

（5）.考虑备用容量的有无和大小对主接线的影响

发、送、变的备用容量是为了保证可靠的供电，适应负荷突增、设备检修、故障停运情况下的应急要求。

电气主接线的设计要根据备用容量的有无而有所不同，例如，当断路器或母线检修时，是否允许线路、变压器停运；当线路故障时允许切除线路、变压器的数量等，都直接影响主接线的形式。

1.3主接线设计的基本要求

根据我国能源部关于《220~500kV变电所设计技术规程》SDJ2—88规定：

“变电所的电气主接线应根据该变电所在电力系统中的地位，变电所的规划容量、负荷性质、线路、变压器连接元件总数、设备特点等条件确定。

并应综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。

”

1.3.1可靠性

所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电。

衡量可靠性的客观标准是运行实践。

经过长期运行实践的考验，对以往所采用的主接线，经过优先，现今采用主接线的类型并不多。

主接线的可靠性是它的各组成元件，包括一、二部分在运行中可靠性的综合。

因此，不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。

同时，可靠性不是绝对的而是相对的。

一种主接线对某些变电所是可靠的，而对另一些变电所可能是不可靠的。

评价主接线可靠性的标志是。

（1）断路器检修时是否影响供电；

（2）线路、断路器、母线故障和检修时，停运线路的回数和停运时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电；

（3）变电所全部停电的可能性；

（4）有些国家以每年用户不停电时间的百分比来表示供电可靠性，先进的指标都在99.9%以上。

1.3.2灵活性

主接线的灵活性有以下几方面要求：

（1）调度要求。

可以灵活的投入和切除变压器、线路，调配电源和负荷；能够满足系统在事故运行方式下、检修方式下以及特殊运行方式下的调度要求。

（2）检修要求。

可以方便的停运断路器、母线及其继电保护设备进行安全检修，且不致影响对用户的供电。

（3）扩建要求。

随着电力事业的发展，往往需要对已经投运的变电站进行扩建，从变压器直至馈线数均有扩建的可能。

所以，在设计主接线时，应留有余地，应能容易地从初期过度到终期接线，使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。

1.3.3经济性

经济性主要是投资省、占地面积小、年运行费用小、在可能的情况下，应采取一次设计，分期投资、投产，尽快发挥经济效益

2电气主接线的方案及论证

变电所的电气主接线是高压电器设备通过接线组成的汇集分配和输送电能的电路。

主接线代表了变电所电气部分的主体结构是电力系统网络结构的重要组成部分。

它对电气设备选择,配电装置的布置及运行的可靠性和经济性等都有重大的影响。

本章将先介绍6～220KV高压配电装置的接线分别作以介绍，再结合本次设计的要求选择合适的、经济的主接线。

2.16～110KV主接线

6～110KV高压配电装置的接线分为：

有汇流母线的接线、单母线、单母分段、双母线、双母分段、增设旁路母线或旁路隔离开关等。

无汇流母线的接线，变压器-线路单元接线、桥形接线、角形接线等。

6～110KV高压配电装置的接线方式，决定于电压等级及出线回路数。

按电压等级的高低和回路数的多少，有一个大致的适合范围。

2.1.1单母线接线（如图2-1）

图2-1单母线接线方式

（1）优点

接线简单清晰、设备少、操作方便；隔离开关仅在检修设备时作隔离电压用，不担任其它任何操作，使误操作的可能性减少；此外，投资少、便于扩建。

（2）、缺点

不够灵活可靠，任意元件的故障或检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时各部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复到非故障段的供电。

（3）、适用范围

一般只适用于一台变压器的以下三种情况：

1）6～220KV配电装置的出线回路数不超过5回；

2）35～63KV配电装置的出线回路不超过3回；

3）110～220KV配电装置的出线回路数不超过2回。

2.1.2单母线分段接线（如图2-2）

（1）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条回路，有两个电源供电；

2）当一段母线发生故障，分段断路器会自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。

（2）、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）当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越；

3）、扩建时需向两个方向均衡扩建。

（3）、适用范围：

1）、6～10KV配电装置出线回路数为6回及以上时；

2）35～63KV配电装置出线回路数为4～8回时；

3）110～220KV配电装置出线回路数为3～4回时。

图2-2单母线分段接线

2.1.3双母线接线（如图2–3）

图2–3双母线接线（TQF-母线联络断路器）

双母线接线，其中一组为工作母线，一组为备用母线，并通过母线联络路断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，由于母线继电保护的要求，按一般回路母线连接的方式运行。

注意：

在进行倒闸操作时应注意，隔离开关的操作原则是：

在等电位下操作应先通后断。

如检修工作母线时其操作步骤是：

先合上母线断路器TQF两侧的隔离开关，再合上TQF，向备用线充电，这时两组母线等到电位。

为保证不中断供电，应先接通备用母线上的隔离开关，再断开工作母线上隔离开关。

完成母线转换后，再断开母联断路器TQF及其两侧的隔离开关，即可对原工作母线进行检修。

（1）、优点

1）供电可靠

通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断,一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路的母线隔离开关,只停该回路。

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系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。

3）扩建方便

向双母线的左右任何一个方向扩建,均不影响两组母线单位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，以至接线不同的母线段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，单独接至一组母线上。

（2）、缺点

1）增加一组母线和使每回路就需要加一组母线隔离开关。

2）当母线故障或检修是隔离开关作为倒换操作电器,容易误操作。

为了避免隔离开关误操作,需要隔离开关和断路器之间装设联锁装置。

（3）、适用范围

当出线母线数或母线电源较多,输送和穿越功率较大，母线故障后要求迅速恢复供电，系统运行调度对接线的灵活性有一定要求时采用，各级电压采用的具体条件如下：

1）6～220KV配电装置,当短路电流较大,出线需要带电抗器时；

2）35～63KV配电装置,当出线回路数超过8回路或连接的电源较多负荷较大时；

3）110～220KV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110～220KV配电装置，在系统中居重要地位出线回路在4回路及以上时。

2.1.4双母线分段接线（如图2-4）

图2-4双母线分段接线

220KV进出线回路数较多,双母线需要分段,其分段原则是：

1、当进线回路数为10～14时,在一组母线上用断路器分段；

2、当进线回路数为15回及以上时，两组母线均用断路器分段；

3、在双母线接线中,均装设两台母联兼旁断路器；

4、为了限制220KV母线短路电流或系统解列运行的要求,可根据需要将母线分段。

2.1.5增设旁路母线或旁路隔离开关的接线

为了保证采用单母线分段或双母线的配电装置,在进出断路器检修时（包括其保护装置的检修和调试）,不中断对用户供电,可增设旁路母线或旁路隔离开关。

（1）旁路母线的三种接线方式

1）、有专用旁路断路器（如图2-5）

进出线断路器检修时，由专用旁路断路器代替,通过旁路母线供电,对双母线的运行设有影响。

图2-5带旁路母线的单母线接线

2）、母线断路器兼作旁路断路器（如图2-6）

图2-6母线断路器兼作旁路断路器

不设专用旁路断路器而以母联断路器兼作旁路断路器用。

1）优点:

节约专用旁路断路器和配电装置间隔。

2）缺点:

当进出线断路器检修时，就要用母联断路器代替旁路断路器。

双母线成单母线，破坏了双母线固定接线的运行方式，增加了进出线回路母线隔离开关的倒闸操作。

3）、分段断路器兼作旁路断路器（如图2-7）

如图2-7分段断路器兼作旁路断路器

对于单母线分段接线,可采用如图1-7所示的以分段断路器兼作旁路断路器的常用接线方案。

两段母线均可带旁路，正常时旁路母线不带电。

（2）旁路母线或旁路隔离开关的设置原则

1、110～220KV配电装置

110～220KV线路输送功率较多，送电距离较远，停电影响较大，并且110KV及220KV少油断路器平均每台每年检修时间均需5天到7天,停电时间较长。

因此，一般需设置旁路母线或旁路隔离开关。

2、6～10KV配电装置一般不设旁路母线，也不设旁路隔离开关。

当只有两台变压器和两条输电线路时，可采用桥形接线，分为内桥与外桥形两种接线。

2.1.6桥形接线（如图2-8）

当只有两台变压器和两条输电线路时，可采用桥形接线，分为内桥与外桥形两种接线。

（1）内桥形接线

1、优点：

高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。

2、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）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。

3）出线断路器检修时，线路需较长时期停运。

为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，为了轮流停电检修任何一组隔离开关，在跨条上须加装两组隔离开关。

桥连断路器检修时，也可利用此跨条。

3、适用范围：

适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高情况。

（2）外桥形接线

1、优点：

同内桥形接线

2、缺点：

1）线路的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，并有一台变压器暂时停运。

2）桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。

3）变压器侧断路器检修时，变压器需较长时间停运。

为避免此缺点，可加装正常断开运行的跨条，桥连断路器检修时，也可利用此跨条。

3、适用范围：

适用于较小容量的发电厂、变电所，并且变压器切换或线路短时，故障率较少情况。

此外，线路有穿越功率时，也宜采用外桥形接线。

桥形接线（如图2-8）

2.1.7角形接线（如图2-9）

多角形接线的各断路器互相连接而成闭合的环形，是单环形接线。

为减少因断路器检修而开环运行的时间，保证角形接线运行可靠性，以采用3～5角形接线为宜，并且变压器与出线回路宜对角对称分布，如图1-9所示。

（1）、优点

1）投资少，平均每回只需装设一台断路器。

2）没有汇流母线，在接线的任意段上发生故障，只需切除这一段及与其相连接的元件，对系统运行的影响较小。

3）接线成闭合环形，在闭环运行时，可靠性灵活性较高。

4）每回路由两台断路器供电，任一台断路器检修，不需中断供电，也不需旁路设施。

隔离开关只作为检修时隔离之用，以减少误操作的可能性。

5）占地面积少。

多角形接线占地面积约是普通中型双母线带旁路母线的40%，对地形狭窄地区和地下洞内布置较合适。

（2）、缺点：

1）任一台断路器检修，都成开环运行，从而降低了接线的可靠性。

因此，断路器数量不能多，即进出线回路数受到限制。

2）每一进出线回路都江堰市连接着两台断路器，每一台断路器又连着两个回路，从而使继电保护和控制回路较单、双母线接线复杂。

3）对调峰电站，为提高运行可靠性，避免经常开环运行，一般开停机需由发电机出口断路器承担，由此需要增设发电机出口断路器，并增加了变压器空载损耗。

（3）、适用范围

适用于最终进出线为3～5回路的110KV及以上配电装置。

不宜用于有再扩建可能的发电厂，变电所中。

角形接线如图2-9

2.2主接线的选择与设计

本次设计题目为110KV变电所电气一次部分设计。

其电压等级为110KV/35KV/10KV;系统情况为：

系统经双回路给变电所供电；取为100MW，系统归算为100KV母线的等值电抗0.2;系统110KV母线电压满足常调压要求。

负荷主要为一、二级负，所以选用两台三绕组变压器并联运行。

出线回路：

110KV侧2回（架空线）LGJ-185/30KM；35KV侧4回架空线，负荷：

最大20MVA，最小15MVA；10KV侧10回电缆，负荷：

最大30MVA，最小15MVA。

方案一如图2-1所示，35kV侧采用单母线带旁路接线，虽可靠性提高，但增加了断路器和隔离开关数目，接线复杂，投资很大配电装置占地面积增大。

方案二如图2-2所示，110kV、35kV侧均采用双母线接线，虽可靠性很好，但操作复杂，容易出现误操作，检修任意回路时，该回路仍需停电或短时停电，结构复杂，投资大，占地面积大。

方案三如图2-3所示，110kV侧采用单母线分段能满足可靠性，灵活性，经济性要求，对35kV、10kV侧均采用单母线分段接线，调度灵活，扩建方便。

方案四如图2-4所示，110kV侧采用外桥接线，操作简单，在线路故障或切除、投入时，不影响其余回路工作。

35kV采用双母线接线可靠性较强。

方案五如图2-5所示，110kV、35kV侧采用双母线接线，结构复杂，投资大，占地面积大，10kV侧采用单母线接线，可靠性差。

综上所述，选用方案三、方案四进行短路计算、经济性比较。

2.3变压器接地方式

2.3.1电力网中性点接地方式

选择电力网中性点接地方式是一个综合性问题。

它与电压等级,单相接地短路电流，过电压水平，保护配置等有关。

直接影响电网的绝缘水平，系统供电的可靠性和连续性，变压器的运行安全以及对通信线路的干扰等。

电力网中性点接地方式有中性点直接接地和中性点非直接接地。

中性点直接接地方式过电压较低，绝缘水平可下降，减少了设备造价，特别是在高压和超高压电网，经济效益显著。

故适用于110KV及以上电网中。

2.3.2变压器中性点接地方式

电力网中性点的接地方式，决定了主变压器中性点的接地方式。

主变压器的110KV～500KV侧采用中性点直接接地方式；6～63KV电网采用中性点不接地方式。

但当单相接地故障电流大于30A（6～10KV电网）或10A（20～63KV）时，中性点应经消弧线圈接地。

3变电所电力变压器的选择

3.1电力变压器的选择

电力变压器是电力系统中配置电能的主要设备。

电力变压器利用电磁感应原理，可以把一种电压等级的交流电能方便的变换成同频率的另一种电压等级的交流电能，经输配电线路将电厂和变电所的变压器连接在一起，构成电网。

3.1.1变电所主变压器台数的选择

选择主变压器台数应考虑下列原则：

1、应满足用电负荷对供电可靠性的要求，对供有大量一、二级负荷的变电所，宜采用两台变压器，以便当一台故障或检修时，另一台能对一、二级负荷供电。

对只有二级负荷而无一级负荷的变电所，也可以只用一台变压器，但在低压侧应敷设与其他变电所相连的联络线作为备用电源。

2、对季节负荷或昼夜负荷变动较大而宜于采用经济运行方式的变电所，也可考虑采用两台变压器。

综上所述，选用两台变压器并联运行方式。

根据对多数的终端分支和变电所的统计表明，变电所的容量按下式计算

ST≈（0.75——0.8）

因本变电所装有两台主变压器，每台变压器的容量ST应该同时满足以下条件：

任一台变压器单独运行时，宜满足计算负荷

的大约70%的需要，即：

ST≈0.7

其负荷为：

35kV侧：

最大20MVA，最小15MVA，

10kV侧：

最大30MVA，最小15MVA，

则

SC=0.7*（20MVA+30MVA）

=35MVA

根据设计要求变压器要满足常调压要求，所以选择110KV三绕组有载调压电力变压器

故选择主变压器的型号为：

SFSZL7—40000/110

其主要参数如下：

两台三绕组主变压器SFSZL7—40000/110

表（3-1）

型号

SFSZL7—40000/110

额定容量（KVA）

40000

主接头额定电压（KV）

高

110

中

38.5

低

6.3，6.6，10.5，11

阻抗电压（%）

高--中

17.5

高--低

10.5

中--低

6.5

绕组连接方式

YN，yn0,d11

3.2功率因数和无功功率补偿

绝大多数用电设备，它们都要从电网吸收大量无功电流来产生交变磁场，其功率因数均小于1。

而功率因数是衡量供配电系统是否经济用行的一个重要指标。

功率因数对供配电系统的影响及提高功率因数的方法

3.2.1、功率因数对供配电系统的影响

所有具有电感特性的用电设备都需要从供配电系统中吸收无功功率，从而降低功率因数。

功率因数太低将会给供配电系统带来电能损耗增加、电压损失增大和供电设备利用率降低等不良影响。

正是由于功率因数在供配电系统中影响很大，所以要求电力用户功率因数达到一定的值，低于某一定值时就必须进行功率补偿。

国家标准GB/T3485—1998《评价企业和利用电机疏导则》中规定：

“在企业最大负荷时的功率因数不低于0.9，凡功率因数未达到上述规定的，应在负荷侧合理装置集中与就地无功补偿设备”。

3.2.2、提高功率因数的方法

当功率因数不满足要求时，首先应提高自然功率因数，然后再进行人工功率补偿。

自然功率因数是指未装设任何补偿装置的实际功率因数。

提高自然功率因数，就是不添加任何补偿设备，采用科学措施减少用电设备送往无功功率的需要量，使供配电系统总功率因数提高。

对于变电所应该合理选择变压器的用量。

人工补偿功率因数是在自然功率因数不能满足要求时，采用并联电力电容器的方法来提高功率因数。

因它具有下列优点，所以这是目前广泛采用的一种补偿装置。

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，电容器无此缺点。

3.2.3、补偿容量和电容器台数的确定

用电容器改善功率因数，可以获得经济效益。

但如果电容性负荷过大，将会引起电压过高，从而带来不良影响。

所以在电容器进行无功补偿时，应该适当选择电容器的安装容量。

采用固定补偿：

在变电所10KV侧的母线上进行人工补偿，一般采用固定补偿，即补偿电容器不随负荷变化投入或切除，其补偿容量按下式计算：

Qcc=Pav（tan

av1-tan

av2）

式中,Qcc为补偿容量；Pav为平均有功负荷；Pav=KAlPc，Pc为有功计算负荷，KAl为有功负荷系数，tan

av1为补偿前平均功率因数角的正切值，tan

av2为补偿前平均功率因数角的正切值，tan

av1-tan

av2称为补偿率。

无功补偿应根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，采用集中补偿的方式，集中安装在变电所内有利于控制电压水平。

向电网提供可调节的容性无功。

以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗和提高电压。

为了提高电网的经济运行水平，根据无功补偿的基本原则，在10kV每段母线上各接一组由开关投切的分档投切并联电容器成套装置，供调节系统的无功负荷。

4短路电流计算

4.1