35KV变电站电气部分初步设计.docx
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35KV变电站电气部分初步设计
专业课程设计报告
题目：
35kv变电站电气部分初步设计
系别电气工程系
专业班级
学生姓名
指导教师
提交日期
目录
一、设计目的3
二、设计要求和设计指标3
三、设计内容3
3.1变电站主线路设计3
3.1.1主接线的设计原则4
3.1.2主接线的设计要求4
3.2变电站基本情况5
3.3主变压器选择5
3.4短路电流的计算6
3.4.1变压器等值电抗计算6
3.4.2短路点三相短路电流计算7
3.5隔离开关及断路器的选择7
3.6线路的选择8
3.6.1选择8
3.6.2校验8
3.7互感器的选择9
3.8关于接地短路电流的计算及接地要求10
3.8.1关于接地短路电流的计算10
3.8.2土壤电阻率ρ的取值11
3.8.3接地电阻值要的求12
3.9接地电网的布置14
3.10变电站无功补偿14
3.10.1各级电压无功补偿应根据分层分区、就地平衡的原则14
3.10.2接线般规定16
3.10.3无功补偿装置的接线方式应满足下列要求16
3.10.4并联电容器及其配套设备的接线方式17
3.10.5并联电抗器及其配套设备的接线方式17
3.10.6静止无功补偿装置的接线方式17
3.10.7并联电容器19
3.10.8并联电抗器19
3.10.9串联电抗器19
3.10.10相关产品21
3.11避雷设备22
四、本设计改进建议23
五、总结（感想和心得等）23
六、主要参考文献24
一、设计目的
本次设计主要是针对配电网络的35kV电压降至10kV的变电站一次侧设备，内容主要是主线路上面的设备型号容量、设备厂家、设备型号等的选择，通过网上查找资料和厂家设备介绍，再到查阅书籍，我们进行了很多资料的搜索。
通过各种公式的计算，我们得出了设备需要达到的标准，再选取适合的价格的产品。
尽量做到设备质量可靠，成本低廉。
二、设计要求和设计指标
提交课程设计报告一份：
包括原理，设计过程，设计结果。
本次设计中进行了电气主接线图形式的论证、短路电流计算、主要设备和方式选择及校验（包括断路器、隔离开关、无功补偿器、接地方式、接地电阻等）。
三、设计内容
1、变电站电气主接线设计要求，对各种设计方案进行筛选，用CADauto进行主线路的画图，写出设计步骤；
2、通过假设负荷情况再配合电压等线路的数据，选择适合的变压器，之后通过一系列线路和变压器的参数进行短路计算
3、通过前期的各种基本计算，来确定接地要求
4、通过短路电流等参数选择隔离开关和断路器
5、通过负荷的预测和电压参数选择电压和电流互感器
6、通过电压等级、设备的保护方式，保护要求等，确定接地电阻的大小
7、通过就线路和变压器所产生的无功功率，进行无功补偿的设计
8、通过变电站的防雷标准来选择避雷针，避雷线，避雷器等设备的选择
3.1变电站主线路设计[1]
变电所电气主接线是电力系统接线组成的一个重要部分。
主接线的确定，对电力系统的安全、灵活、稳定、经济运行以及变电所电气设备的选择、配电装置的布置等将会产生直接的影响。
3.1.1主接线的设计原则：
在进行主接线方式设计时，应考虑以下几点：
1）变电所在系统中的地位和作用。
2）近期和远期的发展规模。
3）负荷的重要性分级和出线回数多少对主接线的影响。
4）主变压器台数对主接线的影响。
5）备用容量的有无和大小对主接线的影响。
3.1.2主接线的设计要求：
1、可靠性：
①断路器检修时,能否不影响供电。
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满足对用户的供电可靠性指标的要求。
2、灵活性：
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，且不影响对及户的供电。
③扩建要求。
应留有发展余地，便于扩建。
3、经济性：
①投资省；②占地面积小；③电能损失小。
图1主线路图
3.2变电站基本情况
1、变电站类型：
35kv地方降压变电站
2、电压等级：
35kV/10kV
3、负荷情况
35kV：
最大负荷12.6MVA
10kV：
最大负荷8.8MVA
4、进，出线情况：
35kV侧 2回进线
10kV侧 6回出线
5、气象条件：
最热月平均气温30℃
3.3主变压器选择
采用SZ9-8000/35型三相双绕组有载调压变压器，其容量以及技术参数如下：
主变容量：
=8000kVA
型号：
三相双绕组有载调压降压变压器
阻抗电压：
7.5%
联接组别：
Y/△-11
各绕组的电抗值：
1.190
表1SZ9-2000~12500/35三相油浸式有载调压电力变压器的详细技术参数
额定容量（KVA）
电压组合
联接组标号
空载损耗（KW）
负载损耗（KW）
短路阻抗（%）
空载电流（%）
重量（kg）
外形尺寸（mm）
轨距（mm）
高压（KV）
分接（%）
低压（KV）
器身重
油重
运输重
长*宽*高
2000
35
±3*2.5
10.56.3
Yd11
2.9
20.0
6.5
1.0
2775
1560
5965
3010*2065*2540
1070*1070
2500
3.3
22.0
1.0
3300
1750
6950
3035*22650*2610
1070*1070
3150
3538.5
4.0
26.0
7.0
0.9
3770
1970
7900
3160*2095*2640
1070*1070
4000
4.9
30.5
0.9
4520
2260
91100
3295*2325*2890
1070*1070
5000
5.8
35.0
0.85
5480
2475
10855
3350*2520*3000
1070*1070
6300
7.0
39.0
7.5
0.85
6810
2620
12300
3475*2645*3050
1070*1070
8000
Ynd11
8.9
44.0
0.75
8066
3330
15300
4900*3126*3277
1475*1475
10000
11.8
51.0
0.75
9705
3750
17858
5044*3152*3397
1475*1475
12500
12.6
60.5
8.0
0.70
10960
4215
20042
5054*3192*3432
1475*1475
3.4短路电流的计算[2]
3.4.1变压器等值电抗计算
1、35kV侧基准值,标幺值计算
取SB=100MVAUB1=37KV（规定）（B表示基准值、N表示额定值）
主变压器参数计算
额定电压高压侧35±2×2.5%，低压侧10.5kV，连接组别为YN，d11，阻抗电压百分数Uk％=7.5%，Pk=34.50kW.
2、10KV侧基准值,标幺值计算
取SB=100MVAUB=10.5KV（规定）
3.4.2短路点三相短路电流计算
取变电站等值电路阻抗标幺值为0.1
3.5隔离开关及断路器的选择
1、35kV侧断路器和隔离开关的选择
（1）断路器。
根据35kV短路容量100MVA,短路电流8.2kA，主变压侧开关选择ZN107-40.5高压断路器，额定电流1250A；额定开断电流31.5KA；制造厂家：
陕西宝光。
（2）隔离开关。
根据
应选择GW5-40.5型户外高压隔离开关：
产品品牌：
如高电力；额定电压：
35kV；额定电流：
630A。
2、10kV侧断路器和隔离开关的选择
（1）断路器。
据10kV短路容量100MVA,短路电流8.2kA,1、2号主变10kV侧开关和分段开关采用ZN40-10/1000型真空断路器，线路及电容器均采用ZN40-10/630真空断路器。
（2）隔离开关。
根据
主变10kV侧开关和分段采用GN19-10C/1250型屋内隔离开关，10kV线路及电容器采用GN19-10C/630型屋内隔离开关。
3.6线路的选择
3.6.1选择
本次设计采用密性型母线，一般用在配电房以及高层的主线上，选择西门子的密集型XLC-II，电流400-6300。
采用铝导体型号为LMY-100X8的线路。
3.6.2校验
（1）计算短路电流的热效应。
（2）计算导体的最高温度。
查表得：
=46℃；
=0.35
查表得：
=50℃<200℃（铝导体最高允许温度）
由此可见，导体最高温度未超过最高允许值，能满足热稳定要求。
3.7互感器的选择
1、主变35KV侧电流互感器型号为：
LRD—35。
LR-35、LRD-35型电流互感器为装入式产品配 DW1、DW2、DW6、DW8、DW13、SW1、SW4、ZW21 等 35KV 油开关作测量电流、电能及继电保护之用以前其准确度都很低，有些误差超过 10 % , 使计量失准，严重影响了调荷节电和经济效益，为此我厂专门研究制造准确度极高的套管 CT，新 C T尺寸不变，只要换上新的CT即可。
使用时负荷要相匹配，以保证其的精度.
主要技术参数：
（1）额定一次电流：
50-1500A
（2）额定二次电流：
5A 或 1A
（3）额定电压：
35 Kv
（4）计量准确级次：
0.5、 0.2、 0.2S
（5）保护准确级次：
10P10、10P15、10P20
（6）负荷的功率因数 COS ＝ 8 （滞后）
（7）产品标准：
GB1208-2006 《电流互感器》
2、主变10KV侧电流互感器型号为：
LMZ-10。
主要技术参数：
（1）额定绝缘水平：
12／42／75kV。
（2）额定频率：
50Hz、60Hz。
（3）额定二次电流：
5A、1A。
（4）可以制造计量用0.2S级高精度电流互感器。
（5）额定一次电流、准确级组合、额定输出见表。
表2输出参数
产品型号
额定一次电流
级次组合
准确级及额定输出
COSφ=0.8
0.2S
0.2
0.5
10P15
LMZ-10电流互感器
300/5
0.2/10P15
0.5/10P15
10P15/10P15
10
10
10
（10P10）15
400/5
500/5
600/5
750/5
800/5
1000/5
LMZD2-10电流互感器
1200/5
0.2/10P15
0.5/10P15
10P15/10P15
15
30
40
40
1500/5
2000/5
20
50
50
50
3000/5
4000/5
5000/5
3、在实际设计中，由于只有一条进线，所以在35KV侧只安装一台电压互感器，其型号为：
JCL2——35
4、10KV侧电压互感器按照要求应该在每段母线上各安装一台，其型号为：
JSZT1——10。
3.8关于接地短路电流的计算及接地要求
3.8.1关于接地短路电流的计算
电力行业标准DL/T6211997中的计算公式为I=（Imax-In）（1-Kel）和I=In（1-Ke2），取其最大值，式中I为接地短路电流，即通过接地网进行散流
的电流[1]。
Imax为接地短路时的最大接地短路电流，上述公式仅适用于有效接地系统，该值可向运行部门或继电保护部门索取，也可自己计算，一般采用单相接地时，最大运行方式下的最大短路接地电流。
In为发生最大接地短路时，流往变电所主变压器中性点的短路电流。
当所内主变压器中性点不接地时，In=0，此是上述可简化为I=Imax（1-Kel）；当变压器只有1个中性点，发生所内接地时，In=30%Imax，有2个中性点时，In约等于50%Imax，实际值应以继电保护部门计算和实测为准。
Kel为短路时，与变电所接地网相连的所有避雷线的分流系数，据专家分析，Kel应由避雷线的出线回路数确定，出线为1路时，取0.15，2路时取0.28，3路时取0.38，4路时取0.47，5路以上时取0.5~0.58，且应根据出线所跨走廊的分流效果做出相应的增减。
Ke2为所外接地时，避雷线向两侧的分流系数，一般取0.18，这仅适于变电所内有变压器中性点接地的所外接地。
在接地网设计中应先计算出流经接地装置的入地短路电流I值，然后取下面两式中较大的I值。
所以发生接地短路时：
其中 Imax—接地短路点的最大接地短路电流；
In—流经变电所接地中性点的最大接地短路电流；
Ke1、Ke2—所内和所外短路时，避雷线的分流系数。
计算分流系数先要分析每个变电所的实际情况。
而流经接地网的入地短路电流，应按系统最大运行方式进行计算，并考虑5～10年的发展，同时还考虑到因零序保护对接地短路电流的影响。
另外，当接地短路发生在接地网内或在接地网外，分流系数差别很大。
在高电阻率地区，如果缺乏计算分流系数的资料时，根据国内外的试验资料和计算结果，可取Kf1＝0.5（接地网内短路）；Kf2＝0.1（接地网外短路）。
取值时，要考虑10年以上的发展规划，需乘以1.2~1.5的发展系数；在散流比较困难的地方，还应乘以散流系数1.25。
由上述取值可得出，只有当变电所内有两个中性点接地时，所外接地时的入地短路电流才有可能大于所内短路的入地短路电流。
3.8.2土壤电阻率ρ的取值
土壤电阻率ρ是决定接地网的关键参数，选择变电所所址时，要考虑所在地的土质情况，接地网处的土壤分层情况，不能仅取表层土壤的电阻率ρ，若土壤电阻太大，接地网的接地电阻值满足不了R≤2000/I的要求。
3.8.3接地电阻值的要求
根据电力行业标准DL/T621197规定，接地装置的接地电阻值应满足R≤2000/I，即IR<2000V。
由于现在普遍采用微机保护，其对接地电阻值的要求很高，即R<1ρ，2000V难以满足要求，故有的采取铺设接地铜排等措施来降低接地电阻值，国外有的已要求IR<650V。
即通过上面短路电流值I=8.2kA可以大概计算出R为0.25Ω。
在假设出接地网以后用接地电阻测量仪对接地网进行测量，当电阻大于0.25Ω时并入小于0.25Ω的电阻，使接地电阻值满足行业标准规定。
（1）电气装置的下列部分均应接地：
1、变压器、电器、电机和照明器具等的底座和外壳；
2、设备的传动装置；
3、互感器的二次绕组；
4、配电屏、保护屏、计量屏、电源屏与控制屏的框架；
5、配电装置的金属构架和钢筋混凝土架构以及靠近带电部分的金属围栏；
6、电力电缆的电缆接头、电缆终端的外壳以及电缆的外皮和钢管电缆的钢管等；
7、电缆的外皮；
（2）电气装置的下列部分可不接地：
1、安装在配电屏、控制盘和配电装置上的电气测量仪表、继电器和其它低压电器等的外壳以及发生绝缘损坏时，在支持物上不会引起危险电压的绝缘子的金属底座等。
2、安装在已接地金属构架上的设备，如穿墙套管等。
三、接地装置宜采用钢材，接地装置的导体截面应符合热稳定和机械强度的要求，但应不小于下表规格。
表的格式见表3
表3钢材安装要求表
种类规格及单位
地上
地下
室内
室外
交流电流回路
直流电流回路
园钢直径（mm）
6
8
10
12
扁钢
载面（mm2）
60
100
100
100
厚度（mm）
3
4
4
6
角钢厚度（mm）
2
2．5
4
6
钢管管壁厚度（mm）
2．5
2．5
3．5
4．5
规范中严格规定电力系统各种接地装置的电阻值，接地网的设计就是以此为目标值。
了解接地网电阻构成，在设计中可以在主要影响接地网电阻的环节采取相应的措施，以降低接地网的电阻值。
接地网的电阻由以下几个部分构成：
a.接地引线电阻，是指由接地体至设备接地母线间引线本身的电阻，其阻值与引线的几何尺寸和材质有关。
b.接地体本身的电阻，其电阻也与接地体的几何尺寸和材质有关。
c.接地体表面与土壤的接触电阻，其阻值怀土壤的性质、颗粒、含水量及土壤与接地体的接触面积及接触紧密程度有关。
d.从接地体开始向远处（20米）扩散电流所经过的路径土壤电阻，即散流电阻。
决定散流电阻的主要因素是土壤的含水量。
接地电阻虽由四部分构成，但前两项所占接地电阻值的比例甚微，起决定作用的是接触电阻及散流电阻。
故从接地网的接地体的量佳埋设深度和不等长接地体技术，两面三个方面来论述降低接触电阻和散流电阻的措施。
e.垂直接地体的量佳埋置深度，是指能使用权散流电阻尽可能达到的埋置深度。
决定垂直接地体的量佳深度，应考虑到三维地网的因素，所谓三维地网，是指垂直接地体的埋置深度与接地网的等值半径处于同一数量级的接地网（即埋置深度与等值半径之比大于1/10）。
在可能的范围内埋置深度应尽可能取最大值，但并不是埋置深度L越深越佳。
f.接地体的通常设计，是用多根垂直接地体打入地中，并以水平接地体并联组成接地体组，由于名单一接地体埋置的间距仅等于单一接地体长度的两倍左右，此时电流流入名单一接地体时，将受到相互的限制而妨碍电流的流散，即等于增加名单一接地体的电阻，这种影响电流流散的现象，称为屏蔽作用，如图一所示：
由于屏蔽作用，接地体的流散电阻，并不等于名单一接地体流散电阻的并联值。
从理论上说，距离接地体20米处为电气上的“地”，故极间距离为40米时，可以认为其利用系数η为L。
在接地网的接地体的布置上，是很难做到两单一接地体之间距离为40米，为解决在设计中与理论分析中的矛盾，采取不等长接地体的体系结构，即各垂直接地体的埋置深度各不相等，便可达到良好的效果。
不等长接地体技术，从理论上到实践应用中，都较好的解决了多个单一接地体间的屏蔽作用。
3.9接地网的布置[3]
全国大部分地区变电所的接地网，无特殊情况，一般均可采用棒形和带形接地体联合组成的接地装置，对于不同的土壤电阻率，可分别采用不同的接地装置，一般的要求及布置方式为：
①土壤电阻率ρ≤3×104Ω·cm时，因电位分布衰减较快，应采用以棒形垂直接地体为主的棒带接地装置。
②土壤电阻率3×10.4≤ρ≤5×104Ω·cm时，因电位分布衰减较慢，应采用以水平接地体为主的带棒接地装置。
③所有的接地装置应埋设于冻土层以下，一般埋设深度不小于0.6m。
尽量利用固定电缆支、吊架用的预埋铁件作为屋内接地干线。
④接地装置的敷设方式：
围绕屋外配电装置、屋内配电装置、控制室及其它需要装设接地网的建筑物敷设环形接地网；各接地网之间的相互连线不应少于2根；接地网外缘的各角应做成圆弧形。
⑤接地体：
一般选用∠50×5镀锌角钢、Φ120镀锌圆钢和－40×5镀锌扁钢，角钢长度为25m；水平敷设的接地体采用圆钢或扁钢，垂直敷设的接地体可以采用角钢和圆钢；为减少接地体间的屏蔽作用，接地体之间的距离不应小于3m。
3.10变电站无功补偿
3.10.1各级电压无功补偿应根据分层分区、就地平衡的原则[4]
1、变电站内装设的感性和容性无功补偿设备的容量和型式，应根据电力系统近、远期调相调压、电力系统稳定、电能质量标准的需要选择，同时考虑敏感和波动负荷对电能质量的影响。
2、无功补偿装置应优先考虑采用投资省、损耗小、可分组投切的并联电容器和并联电抗器。
为满足系统稳定和电能质量要求而需装设静止无功补偿器或静止无功发生器时，应通过技术经济及环境因素等综合比较确定。
3、变电站内用于补偿输电线路充电功率的并联电抗器一般装在主变低压侧，需要时也可装在高压侧，并且应装设在变压器的主要负荷侧处。
4、变电站内装设的并联电容器组和并联电抗器组的补偿容量，不宜超过主变压器容量的30%。
无功补偿装置应按最终规模设计，并宜根据无功负荷增长和电网结构变化分期装设。
5、综合考虑简化接线、节省投资、提高设备补偿效益，对并联电容器组和并联电抗器组进行合理分组，确定无功补偿设备的分组数。
电容器分组装置在不同组合方式下投切时，不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。
投切一组电容器或电抗器所引起接入母线电压的变动值，不宜超过其额定电压的2.5%。
6、根据电容器组合闸涌流、系统谐波情况以及对系统和电容器组的影响等方面的验算确定分组投切的并联电容器组的电抗率。
当变电站无谐波实测值时，可按GB/T14549中规定的各级电压母线的谐波电压畸变率及谐波电流允许值计算。
7、静止无功补偿器中电容器组的设计应该避免与其他静止无功补偿支路及系统电源侧产生谐振。
8、变电站无功补偿主要是补偿变压器和线路产生的无功功率，同时如果负载的无功功率不大也可以辅助的补偿，但是大部分负载无功功率的补偿都是在负载侧，由发出无功的企业进行补偿。
变压器的无功损耗：
输电线路的无功损耗
图2输电线路π型等值电路
异步电动机无功功率：
图3异步电动机等值电路
3.10.2接线般规定
1、无功补偿装置的额定电压应与其接入系统的各种运行方式下的运行电压相配合，符合安全经济原则。
2、无功补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定，并应满足安全可靠、节约投资、运行维护方便和有利于分期扩建、改建等要求。
3、无功补偿装置宜采用直接接入母线的接线方式。
当该母线上有供电线路，经技术经济比较合理时，可设置无功补偿装置专用母线的接线方式。
3.10.3无功补偿装置的接线方式应满足下列要求
1、任一组无功补偿装置故障不应导致主变压器切除。
2、无功补偿装置应装设总断路器或分组断路器，装设总断路器时各组无功补偿装置可装设负荷开关、断路器或其他开关电器。
3、多台主变压器的无功补偿装置之间不宜装设相互切换的设施。
4、静止无功补偿器或静止无功发生器应连接在主变压器低压侧或单独采用降压（连接）变压器接在主要负荷侧或低压侧。
3.10.4并联电容器及其配套设备的接线方式
1、并联电容器组可采用单星形接线或双星形接线。
在中性点非直接接地的电网中，星形接线电容器组的中性点不应接地。
2、并联电容器装置应在每组回路中设置串联电抗器。
串联电抗器装设在电容器的电源侧或中性点侧，应根据并联电容器装置的接线方式、电抗器的耐受动、热稳定电流及母线短路容量等经技术经济比较确定。
3、并联电容器装置应设置满足电容器投切要求的专用断路器或负荷开关等，分组断路器和负荷开关等不能满足开断短路的要求时，应增设开断短路用的总断路器。
4、当电容器的外壳直接接地时，保护单台电容器的专用外部熔断器应接于电源侧。
5、当电容器组需自动投切或单台电容器无内放电电阻时，必须加装专用放电器件，放电器件的首尾端子应与电容器组对应端子直接连接。
6、并联电容器装置的避雷器可采用相对地或中性点接线方式，中性点避雷器应校核放电容量。
7、并联电容器装置宜
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