煤矿地面变电所设计说明书带图纸.docx
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煤矿地面变电所设计说明书带图纸
第一章矿井（区）概况
一、概述
1、目的与任务
变电所是电力配送的重要环节，也是煤矿生产供电的关键环节。
变电所设计质量的好坏，直接关系到电力系统的安全、稳定、灵活和经济运行，为满足煤矿对生产发展的需要，提高供电的可靠性和电能质量。
随着国民经济的发展，工农业生产的增长需要，迫切要求增长供电容量，拟新建35kV变电所。
变电站是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，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。
电气主接线是发电厂变电所的主要环节，电气主接线的拟定直接关系着全所电气设备的选择、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。
此设计任务旨在体现自己对本专业各科知识的掌握程度，培养自己对本专业各科知识进行综合运用的能力，同时检验本专业的学习结果,是毕业前的一次综合性训练，是对所学知识的全面检查。
通过本次毕业设计，既有助于提高自己综合运用知识的能力，同时也有助于以后在工作岗位能很快的适应工作环境。
2、矿井概述：
本矿井位于七台河市茄子河区东部,地跨茄子河区、桃山区，东起铁东
-新富附近，西止308省道；南自万宝村断层，北至华楠县边界。
东西长40～150km，南北宽135km左右，面积约127平方公里。
百年最高洪水位0.2米,交通便利,地处山区,所在海拔高度120M。
最高年平均气温8摄氏度，月平均气温16摄氏度。
该矿采用综合开拓方式，年产200万吨，服务年限为100年，瓦斯等级为2级，煤尘爆炸指数为0.15%
二、拟建变电站概况
1、本变电所电源以双回路与5km外的电厂相连。
该电厂为汽轮机发电，带有电压自动调节，电压等级为35KV，电源容量为3000MVA。
2、电源出口相对阻抗为：
系统最大方式的容量为：
2900MVA，电抗为：
0.518；系统最小的方式为2100MVA，电抗为：
0.584；
系统最大负荷利用小时数为：
TM=5660h
3、本矿变电所电源由双回LGJ-240架空导线与电厂相连，线路长度为5.3KM，架线是铁塔与水泥杆结合，跨跃部分用塔式，其它部分用水泥杆。
地线采用复合地线，具有避雷、通迅作用。
三、变电所的任务和位置
1、矿区负荷的分布情况
（1）地面高压供配电
自35/6KV矿井地面变电所所有馈出线以电缆为主：
其中电缆出为：
主、副提升井，压风机房、地面低压配电所，选煤厂，锅炉房400V变电所，井下变电所各2回。
架空馈出为：
风井二回，污水处理厂、居住区各一回。
（2）地面低压配电
在锅炉房设置6.3/0.4KV变电所，装设SL7-6.3/0.4KV电力变压器两台，选用MCC配电屏一台，担负锅炉房动力及照明电源。
（3）、井下供电
自主变电所引两回电缆，经副井提升井进入井下变电所，采用矿用防爆变压器两台，矿用低压配电柜12台，分别向水泵，所内变压器，升下照明供电。
2、变电所任务
变电所任务是从电力系统接受电能、变换电压和分配电能，主要为井下煤碳生产提供电能而设，它负责主、副提升井绞车，地面主扇风机，井下的主排水泵，井底车场的动力及各采区提供电能，同进担负地面选煤厂，生产锅炉，集中供热、宿舍及矿医院照明等，变电所是接受分配控制和保护的枢纽，是分配能源的接力站。
3、变电所的位置确定
其任务是将中央变电所送的高压电能变为低压电能，并将此电力配送到采掘工作面及附近用电设备。
它的位置选择是否合理，对采区供电安全及供电质量有直接影响。
采区变电所的位置决定于低压供电电压、供电距离、采煤方法及采区巷道布置方式、采煤设备的容量大小等因素。
1采区变电所位置确定原则
（1）变电所处于负荷中心，使低压供电距离合理保证供电质量而又节省电缆。
在铠装电缆截面不超过95mm、橡套电缆截面不超过70mm的条件下，保证采区内供电电压不低于该设备额定电压的95％。
（2）附近巷道应有轨道，便于运输采区变电所的大型电气设备。
（3）变电所内通风良好。
保证变电所硐室温度不超过附近巷道温度5~C。
（4）变电所硐室围岩稳固，易于维护，防止淋水，顶底板坚固，顶板无滴水现象。
（5）根据采区生产的特殊性要求，尽可能由一个变电所向采区全部电气设备供电。
在采区内生产期间减少迁移次数。
另外，采区变电所硐室不得设在工作面平巷中。
根据以上要求，通常采区变电所设置在采区装车站附近，或设置在上（下）山与运输平巷交叉处，或两上（下）山之间的联络巷中。
本设计的矿山变电所，地面工业广场已统一考虑了压煤问题以及运输、通讯、水暖等设施，所以变电所的所址一般选择在靠近井口的工业广场边缘地带。
确定变电所的位置时，应在保证变电所安全的基础上，对几种可行方案，根据变电所所址的各项要求进行技术和经济比较，最后确定最佳方案。
第二章变压器的选择
一、用电负荷计算
1、负荷资料的来源
本设计用的负荷统计表是由矿山机电科和变电所提供，经指导教师审核而确定。
2、负荷计算的方法
计算用的所有参数如：
功率因数，需用系数，不同时系数等其它参数，均由《电工手册》和教材查得，计算的方法是采用需用系数法。
负荷统计表如下：
全矿负荷统计及相关数据
设备
名称
负
荷等级
电压
v
线路类型
电机
型式
单机容量
kv
安装
/
工作台数
工作设备总容量
kw
需用系数
功率因数
离35kv变电所的距离
km
主井
提升
1
6000
C
Y
1400
2/1
1400
0．87
0．84
0．4
副井
提升
1
6000
C
Y
1000
2/1
1000
0．85
0．82
0．4
扇风
机1
1
6000
K
T
800
2/1
800
0．87
0．82
2．4
扇风
机2
1
6000
K
T
800
2/1
800
0．87
0．82
2．2
压风机
1
6000
K
T
300
5/3
900
0．86
0．86
0．2
地面
低压
1
6000
C
1350
1250
0．76
0．82
0．05
机修厂
3
6000
C
450
450
0．60
0．75
0．3
综采
车间
3
6000
C
480
480
0．70
0．78
0．6
洗煤厂
2
6000
K
1200
0．76
0．84
0．5
大汪村
3
6000
K
450
0．80
0．80
2．5
排水泵
1
6000
C
X
680
12/4
2720
0．86
0．86
0．8
井下
低压
2
6000
C
X
2600
0．72
0．78
三、无功功率补偿
电网输出的功率包括两部分;一是有功功率;二是无功功率.直接消耗电能,把电能转变为机械能,热能,化学能或声能,利用这些能作功,这部分功率称为有功功率;不消耗电能;只是把电能转换为另一种形式的能,这种能作为电气设备能够作功的必备条件,并且,这种能是在电网中与电能进行周期性转换,这部分功率称为无功功率,如电磁元件建立磁场占用的电能,电容器建立电场所占的电能.电流在电感元件中作功时,电流超前于电压90℃.而电流在电容元件中作功时,电流滞后电压90℃.在同一电路中,电感电流与电容电流方向相反,互差180℃.如果在电磁元件电路中有比例地安装电容元件,使两者的电流相互抵消,使电流的矢量与电压矢量之间的夹角缩小,从而提高电能作功的能力,这就是无功补偿的道理。
1、变电所自然功率因数
由用电负荷的计算知变电所的自然功率因数为cosφ〈0.76〈0.95.补偿前功率因数低，需人工补偿。
2、功率因数低的影响
（1）、降低电力系统的供电能力。
（2）、增加电网的功率损耗。
（3）、增大电网中的电压损失，降低供电质量。
（4）、增加电能成本。
3、提高功率因数的措施
1）提高自然功率因数：
未装设人工补偿装置时的功率因数称为自然功率因数。
一般从设备选择和运行上采取减少无功功率需求量，如合理选择感应电动机，使其额定功率与拖动的负载相匹配；调整变压器负荷分配使其在最佳负荷状态下运行；合理安排和调整工艺流程，改善机电设备的工况；控制机床、电焊机等用电设备空载运行的时间；在生产条件允许的情况下，采用同步电动机代替感应电动机。
（2） 人工补偿：
装用无功功率补偿设备进行人工补偿。
电力用户常用的无功补偿设备是电力电容器，又称并联电容器、静电电容器。
4、功率因数的改变
经计算全矿功率因数
Φ＝9194/11743=0.783<0.95
若功率因数偏低，在保证供用电设备的有功功率不便的前提下，电流将增大。
这样电能损耗和导线截面增加，提高了电网初期投资的运行费用。
电流增大同样会引起电压损失的增大。
为了减少电能转化的损耗，降低投资，一般采用电力电容器进行补偿。
需要电容器的容量：
Qc＝Pz（tgΦ1－tgΦ2）（2-8）
式中Qc——补偿电容器的容量，单位：
千乏
Pz——总有功功率，单位：
千瓦
tgΦ1——补偿前的功率因数，
tgΦ2——补偿后的功率因数,
计算可知，tgΦ1＝0.776,tgΦ2=0.329
Qc＝9194×（0.776-0.329）
=4109
选择GR-1C-08型电容柜，容量为270千法。
需用电容柜的数量：
N=4109÷270=15.2取16个柜
利用电力电容补偿容量为Qc＝270×16＝4320千法
补偿后变电所总无功功率：
Qz＝7306-4320=2986千法
补偿后的功率因数：
ø＝0.951满足要求。
由于煤矿变电所6千伏供电采用单母线分段，电容器分别安装在一、二，三段母线上。
故每段补偿电容器容量1440千乏。
分别安装5个电容柜。
共计十六个电容柜。
满足无功功率的补偿要求。
三、变电所主变压器的选择。
1、35/6.3KV变电所设计规范（GB50059-92）（主变台数的确定）
第3.1.2条在有一、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。
如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。
第3.1.3条装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余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。
已知系统情况为系统通过双回35kV架空线路向待设计变电所供电，且在该待设计变电所的负荷中，同时存在有一、二级负荷，故在设计中选择两台主变压器。
2、主变压器容量的确定
（1）主变压器容量一般按变电所建成后5至10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期10至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的容量。
对于有重要负荷的变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在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。
3、主变相数的选择
（1）变压器采用三相或单相，主要考虑变压器的制造条件，可靠性要求及运输条件等因素。
（2）当不受运输条件限制时，在110kV及以下的发电厂和变电所，均应选用三相变压器。
4、主变绕组连接方式
变压器绕组的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。
电力系统采用的绕组连接方式只有Y和△，高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。
我国35kV及以上电压，变压器绕组都采用Y0连接；35kV亦采用Y连接，其中性点多经过消弧线圈接地。
35kV以下电压，变压器绕组都采用△连接。
由于待设计变电站为35kV电压等级降压至6.3kV故绕组连接方式为Y0/△。
根据该待设计变电所负荷分析确定：
采用两台主变压器。
5、是否选择有载调压变压器
由于我国电力不足，缺电严重，电网电压波动较大，变压器的有载调压是改善电压质量，缺少电压波动的有效手段，对电力系统，一般要求35kv及以上变电所至少采用一级有载调压变压器。
6、主变冷却方式
主变一般采用的冷却方式有自然风冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。
小容量变压器一般采用自然风冷却，大容量变压器一般采用强迫油循环冷却变压器，在发电厂水源充足情况下，为缩短占地面积，大容量变压器也有采用强迫油循环水冷却。
近年来随着变压器制造技术发展，在大容量变压器中，采用了强迫油循环导向冷却方式，它是用潜油泵将冷油压入线圈之间和铁芯的油道中，故此冷却方式效率更高。
据上所述因S总=96078.4317*0.6=57647.06KVA
7、所以选择变压器为
变压器型号SFZ9-35/30000（北京变压器厂）
额定容量（kVA）
30000
电压组合（kV）
高 35
低 6.3
联结组标号
Yn/d11
空载损耗（kW）
37.6
负载损耗（kW）
96.50
空载电流%
1.05
短路阻抗%
16.7
外形尺寸（mm）
长
宽
高
规矩（mm）
变压器型号中字母代表的含义：
S-在第一位表示三相，在第三、第四则表示三绕组
F-代表油浸风冷
Z-代表有载调压
J-代表油浸自冷
L-代表铝绕组或防雷
P-代表强迫油循环风冷
D-代表自耦，在第一位表示降压，在末位表示升压
X-代表消弧线圈
第三章电气主接线的选择
一、电气主接线的依据
1.一般变电所多为终端和分支变电所。
电压为35kV，但也有110kV。
2.变电所根据5至10年电力系统发展规划进行设计。
3.对于一类负荷，当失去一个电源时应保证不停电；对于二类负荷，当失去一个电源时，应保证不全部停电；对于三类负荷可以只有一个电源。
4.系统中应有一定的备用容量，运行备用容量不应小于8%，以适应负荷突增、机组检修和事故停运三种情况。
设计主接线时，还应考虑检修母线或断路器时是否允许线路故障、变压器或发电机停运。
故障时允许切除的线路、变压器的数量等。
5.当配电装置在电力系统中居重要地位、负荷大、潮流变化大且出线回路数多时，宜采用双母线或双母分段的接线方式。
6.采用单母线或双母的35KV至110kV配电装置，当断路器为少油或压缩空气时，除断路器有条件停电检修外，应设置旁路设施；当110kV出线在四回及以上、35kV出线在六回及以上时，宜采用带专用旁路断路器的旁路母线。
当断路器为SF6时，可根据系统的实际情况，有条件的可不设旁路设施；当需要设置旁路设施，且110kV出线在六回及以上、35kV出线在八回及以上时，可采用带专用旁路断路器的旁路母线。
二、电气主接线的基本要求
可靠性：
1.断路器检修时不应影响对重要负荷供电；
2.断路器或母线故障及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要保证对一类负荷和大部分二类负荷的供电；
3.尽量避免变电站全部停电的可能。
灵活性：
1.主接线应满足调度、检修及扩建时的灵活性；
2.调度时可以灵活的切除和投入变压器和线路，调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式及特殊运行方式下的调度要求。
3.检修时，可以方便地停运断路器、母线及继电保护设备，进行安全检修而不影响电网的运行和对用户的供电。
4.扩建时可以容易的从初期接线过渡到最终接线，在不影响连续供电或停电时间最短的情况下，投入新装机组变压器或线路而不互相干扰，并且对一次和二次部分改建的工作量最少。
经济性：
1.主接线应力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备；
2.继电保护和二次回路不过于复杂，以节省二次设备和控制电缆；
3.能够限制短路电流，以便选择廉价的电气设备或轻型设备；
4.能满足系统安全和继电保护的要求。
三、主接线形式
1.单母线接线
只设一条母线，电源和线路接在一条母线上。
单母线接线具有简单清晰、设备少、投资少、运行操作方便且有利于扩建等优点，但可靠性和灵活性差。
当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，必须断开全部电源，造成全所停电；此外，在检修断路器时，也造成该回路停电。
故不采纳。
2.单母线分段接线
单母线分段接线借助分段断路器对单母线进行分段，对重要用户可以从不同分段上进行引接，有两个电源供电。
当一段母线发生故障时，自动装置将分段断路器跳开，保证正常母线不间断供电，提高了供电的可靠性和灵活性。
不仅便于分段检修母线，而且可以减少母线故障影响范围。
但一段母线检修时，将会造成该母线上的变压器停运。
3.单母线分段带旁母接线
在单母线分段接线的基础上加装一条旁路母线，可以在检修出线断路器时不致中断该回路供电，提高了供电的可靠性，但倒闸操作复杂，可靠性差，对于该待设计变电站为终端变电站，出线回路数较多，此中接线方式不能达到可靠性和灵活性的要求。
故不采纳。
4.双母线接线
双母线接线具有两组母线，每回线路都经一台断路器和两组隔离开关分别和两组母线相连，母线之间通过母线联络断路器连接，有了两组母线后运行的可靠性和灵活性得到了大大的提高。
检修任意母线时，可以把全部电源和线路倒换到另一条母线上，不会停止对用户的供电。
线路断路器停电检修时，可临时用母联断路器代替，但必须将该回路短时停电，用“跨条”将断路器遗留接口接通，然后投入母联断路器向该回路供电，对可以短时停电的负荷比较合适。
但操作比较复杂，须接“跨条”，安全可靠性差，同时并不能避免对线路的停电。
5.双母线带旁母接线
在双母线接线方式的基础上增加一条旁路母线的接线方式不仅具有双母线的所有优点，而且可以避免双母线检修断路器时必须进行短时停电的缺点，充分保证供电的可靠性。
对于出线较多的变电站，由于断路器检修故障较多，母联断路器长期被占用，对变电站的安全不利。
可以增加一条旁路断路器代替检修或故障的断路器，由于现在线路保护多采用微机保护，更改定值十分方便，使旁路断路器可以发挥很大作用。
可见双母线带旁母接线方式具有供电可靠，检修方便，调度灵活等优点。
但该接线方式隔离开关较多，在运行中隔离开关作为操作电器，容易发生误操作，必须配合防误闭锁装置。
故不采纳。
6.变压器——线路单元接线
该接线方式最简单、设备最少、不需要高压配电装置。
适合只有一台变压器和一回线路时。
当线路故障或检修时，变压器停运；变压器故障或检修时，线路停运。
故不采纳。
7.一台半断路器接线
两个元件引线用三台断路器接往两组母线组成一台半断路器接线。
运行时，两组母线和全部断路器都投入工作，形成多环状供电，具有较高的供电可靠性和灵活性，任一母线故障或检修均不致停电；除联络断路器故障时与其相连的两回线路短时停电外，其他任何断路器故障或检修时都不会中断供电；甚至两组母线同时故障或检修时，仍不会造成系统解裂。
该接线运行方便，操作简单，隔离开关只在检修时作为隔离电器，不作为操作电器，提高了安全性。
为进一步提高接线可靠性，并防止联络断路器故障可能同时切除两组电源线路，可尽量把同名元件布置在不同串上，同时元件分别接入不同母线，即将变压器和出线同串交叉布置，但必须增加配电装置间隔。
该接线方式运行灵活，可靠性高，但需增加较多断路器，占地面积较大，继电保护配置复杂，经济性差。
故不采纳。
8.3～5角形接线
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，保证角形接线运行的可靠性，以采用2～5角形为宜。
并且变压器与出线回路以对角对称布置。
此外，当进出回路数较多时，我国个别水电厂采用了双连四角形接线，形成多环形，从而保证了供电的可靠性。
但断路器数量增多，有的回路连着三个断路器，布置和继电保护复杂，没有推广使用。
故不采纳。
单母线分段接线与双母线接线的技术经济比较：
单母线分段接线
双母线接线
可靠性
一段母线发生故障，自动装置可以保证正常母线不间断供电。
重要用户可以从不同分段上引接。
出线回路数较多，断路器故障或检修较多，母联断路器长期被占用，对变电站不利。
灵活性
母线由分段断路器进行分段。
当一段母线发生故障时，由自动装置将分段断路器跳开，不会发生误操作。
1.各个电源和各个回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活的适应系统中各种运行方式的调度和潮流变化的需要。
2.当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。
经济性
当进出线回路数相同的情况下，单母线分段接线所用的断路器和隔离开关少于双母线接线。
总结：
对比两种接线方式，我认为单母线分段接线方式较适合设计要求，故采用单母线分段接线方式。
主接线图如下所示
3、主接线的正常运行方式和故障检修间的运行方式
1）、正常情况下进线一供电。
1#变压器运行供电，2#变压器备用。
2）、如果发生供电故障情况时，根据事故处理情况，1#变压器停止运行，2#变压器开始供电运行。
4、切换线路的操作顺序
在停送电操作时，应严格遵守“倒闸操作”的有关规定。
1）、断路器QF与隔离开关QS之间
送电时：
先合QS，后合QF
停电时：
先断QF，后断QS
2、两个隔离开关QS之间
送电时：
先合母线侧QS，后合线路侧QS
停电时：
先断线路侧QS，后断母线侧QS
为避免断路器QF与隔离开关QS，隔离开关与隔离开关之间的误操作，在它们之间加装机械和电气连锁装置。
二、变电所屋内外的布置
1.变电所布置的一般要求
变压器一般采用落地式布置，安装在钢筋混第一节变电所布置的一般求
变电所布置的一般要求：
1设备布置应紧凑合理，便于设备的操作、巡视、搬运、检修和实验，还要考虑发展的可能性。
2.各房间的位置年个安排合理。
配电室的位置要便于进出线；低压配电室尽量靠近变压器室；电容器室尽量与高压配电室相毗邻；控制室、值班室和辅助间的位置要便于工作人员工作和管理。
3.尽量利用自然采光和自然通风。
变压器室和电容室尽量避免西晒，控制室尽量可能超南。
4.配电室、控制室、值班室等地面，一般应比室外高出150mm~300mm，附设在车间内的变电所可与车间地面相平。
变压器室的地面标高视需要而定
5.有人值班的变电所应单独的控制室或值班室，并设有其它辅助间及生活设施
2.当低压配电装置的安装长度不超过6m时，其屏后维护走廊允许一个出口；当该长度为6~15m时，两端各设一个出口，当该长度超过15m时，除两端各设一个出口外，中间应增加出口，使两出口之间距离不超过15m出口的宽度不得小于0.8m。
当屏后维护走廊的净宽超过3m时，则不受上述要求的限制。
3.屋内低压配电装置的遮拦高度不应低于网状遮拦1.7m，栅栏1.2m。
无孔遮拦1.7m。
4.无遮拦裸导体布置在走廊上方离地高度小于表（10－2）中的c值时，应设置遮拦保护，遮拦高度不应小于1.9m.。
3.低压配电室
1.低压配电装置一般设在单独的低压配电室内，对有人值班的变电所，其低压配电室允许与值班室合并，此时低压配电装置的正面距离墙不宜小于3m.
2.对采用集中控制的厂房或车间（如选煤厂等）允许与控制室合并，此时低压配电屏组与控制屏组之间，如为单列布置时其间距不小于0.8m。
2.低压配电屏一般离墙布置，屏后维护走廊和正面操作走廊的宽度
见表（10－3）。
屏的两端有通道时屏侧面应有防护板，两侧距墙不的小于0.8m。
当一侧靠墙时应留有200mm的间隙。
4.当屏的数量在3台及一下时，也可选用单面维护的配电屏靠墙
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