完整110KV降压变电所一次系统设计文献综述Word下载.docx
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（2）变电所的设计应根据工程的5～10年发展规划进行,做到远、近期结合,以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。
（3）变电缩的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理的确定设计方案。
（4）变电所的设计，必须坚持节约用地的原则.其次，变电所所址的选择,应根据要求,综合考虑确定［1]。
2设计变电站着手方面
2。
1电气主接线方案的选定
电气主接线是整个变电所电气部分的主干。
变电所电气主接线指的是变电所中汇集、分配电能的电路，通常称为变电所一次接线，是由变压器、断路器、隔离开关、互感器、母线、避雷器等电气设备按一定顺序连接而成的。
［4]它是电力系统总体设计的重要组成部份。
变电站主接线形式应根据变电站在电力系统中的地位、作用、回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，并且应满足运行可靠、简单灵活、操作方便和节约投资等要求［2]。
主接线设计的基本要求为：
（1）供电可靠性。
主接线的设计首先应满足这一要求；
当系统发生故障时,要求停电范围小,恢复供电快.
（2）适应性和灵活性。
能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化；
改变运行方式时操作方便，便于变电站的扩建。
（3）经济性。
在确保供电可靠、满足电能质量的前提下,要尽量节省建设投资和运行费用，减少用地面积。
（4）简化主接线。
配网自动化、变电站无人化是现代电网发展必然趋势,简化主接线为这一技术全面实施，创造更为有利的条件.
（5）设计标准化。
同类型变电站采用相同的主接线形式，可使主接线规范化、标准化,有利于系统运行和设备检修［1］。
随着电力系统的发展、调度自动化水平的提高及新设备新技术的广泛应用，变电站电气主接线形式亦有了很大变化.目前常用的主接线形式有：
单母线、单母线分段、单母线分段带旁路、双母线、双母线分段带旁路、1个半断路器接线、桥形接线及线路变压器组接线等［6］.
1997年后建成的变电站中接线型式以单母、桥形和线路变压器组为主。
达到了85％。
而带旁路母线的，接线型式只有1座，仅占5%［5］。
我国变电站设计开始趋向于变电站接线方案简单，近期国内新建的许多变电站220kV及110kV电压等级的接线采用双母线而不带旁路母线.采用GIS的情况下，优先采用单母线分段接线。
终端变电站中，尽量采用线路变压器组接线等。
大量采用新的技术，变电站电气设备档次不断提高,配电装置也从传统的形式走向无油化、真空开关、SF6开关和机、电组合一体化的小型设备发展。
从形式上看，主接线的发展过程是由简单到复杂，再由复杂到简单的过程。
在70年代，由于当时受电气设备制造技术、通信技术和控制技术等条件的制约,为了提高系统供电可靠性,产生了从简单到复杂的主接线演变过程。
在当今的技术环境中，随着新技术、高质量电气产品广泛应用，在某些条件下采用简单主接线方式比复杂主接线方式更可靠、更安全，变电站主接线日趋简化。
因此，变电站电气主接线形式应根据可靠性、灵活性、经济性及技术环境统一性来决定。
电气主接线方案的选定对变电所电气设备的选择，现场布置,保护与控制所采取的方式，运行的可靠性、灵活性、经济性，检修、运行维护的安全性等，都有直接的影响，因此，选择优化的电气主接线方式，具有特别重要的意义。
3选择更安全可靠的一次电气设备
3。
1变电所主要电气设备及其作用
（1）高压断路器（或称高压开关）线路正常时，用来通断负荷电流；
线路故障时，用来切断巨大的短路电流。
断路器具有良好的灭弧装置和较强的灭弧能力。
按灭弧介质划分，断路器分为油断路器、空气断路器、SF6断路器等。
（2）负荷开关线路正常时，用来通断负荷电流,但不能用来切断短路电流。
负荷开关只有简易的灭弧装置，其灭弧能力有限。
负荷开关在断开后具有明显的断开点。
（3）隔离开关（或称高压刀闸）隔离开关没有灭弧装置，其灭弧能力很小.仅当电气设备停电检修时，用来隔离电源，造成一个明显的断开点，以保证检修人员的工作安全。
（4）高压熔断器在过负荷或短路时,能利用熔体熔断来切除故障。
在某些情况下,熔断器可与负荷开关或隔离开关配合使用,以代替价格昂贵的高压断路器，以节约工程投资［17].
（5）电流互感器将主回路中的大电流变换为小电流,供计量和继电保护用。
电流互感器二次侧额定电流通常为5A或1A[16］，使用中二次侧不允许开路.
（6）电压互感器将高电压变换成低电压，供计量和继电保护用。
电压互感器二次侧额定电压通常为100V［16]，使用中二次侧不允许短路。
（7）避雷器避雷器主要用来抑制架空线路和配电母线上的雷电过电压可操作过电压，以保护电器设备免受损害。
（8）所用变压器向变电所内部动力及照明负荷、操作电源提供电力[8]。
如上所述,各种电器对我们的变电站设计都有至关重要的作用.所以合理的配置是关键中的关键。
首先就要说到具备更高可靠性的SF6和真空断路器全面取代少油或多油式断路器。
设置旁路设施的目的是为了减少在断路器检修时对用户供电的影响。
SF6断路器和真空断路器的检修周期可长达20年,在变电所中选用了SF6断路器和真空断路器后，断路器检修几率大为减少，提高单回线路供电可靠性的根本措施转变为建设第二供电回路．因为在单回线路供电情况下中断供电的主要因素已经是线路故障．而不是断路器检修。
故随着近十多年来SF6和真空断路器在110kV变电站中的普遍应用，带旁路母线的接线方式在110kV及其以下电压等级已告别了历史舞台。
其他设备我们也应该按照计算和设计的需要合理选择，从而保证安全性和经济性。
2电气配置
2.1隔离开关的配置
（1）中小型发电机出口一般应装设隔离开关：
容量为220MW及以上大机组与双绕组变压器为单元连接时，其出口不装设隔离开关，但应有可拆连接点［11]。
（2）在出线上装设电抗器的6-10KV配电装置中，当向不同用户供电的两回线共用一台断路器和一组电抗器时，每回线上应各装设一组出线隔离开关［11］。
（3）接在发电机、变压器因出线或中性点上的避雷器不可装设隔离开关。
（4）中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地；
自藕变压器的中性点则不必装设隔离开关［12］。
2.2电压互感器的配置
（1）电压互感器的数量和配置与主接线方式有关,并应满足测量、保护、同期和自动装置的要求。
电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时，保护装置不得失压,同期点的两侧都能提取到电压［11］。
（2）6—220KV电压等级的每组母线的三相上应装设电压互感器。
旁路母线上是否需要装设电压互感器,应视各回出线外侧装设电压互感器的情况和需要确定。
（3）当需要监视和检测线路侧有无电压时，出线侧的一相上应装设电压互感器[11]。
（4）当需要在330KV及以下主变压器回路中提取电压时,可尽量利用变压器电容式套管上的电压抽取装置［15]。
3.2。
3电流互感器的配置
（1）凡装有断路器的回路均应装设电流互感器其数量应满足测量仪表、保护和自动装置要求。
（2）在未设断路器的下列地点也应装设电流互感器：
发电机和变压器的中性点、发电机和变压器的出口、桥形接线的跨条上等。
（3）对直接接地系统，一般按三相配置。
对非直接接地系统，依具体要求按两相或三相配置。
（4）一台半断路器接线中,线路-线路串可装设四组电流互感器,在能满足保护和测量要求的条件下也可装设三组电流互感器.线路—变压器串，当变压器的套管电流互感器可以利用时，可装设三组电流互感器[11]。
3.2.4避雷器的装置
（1）配电装置的每组母线上，应装设避雷器，但进出线装设避雷器时除外。
（2）旁路母线上是否需要装设避雷器,应视在旁路母线投入运行时,避雷器到被保护设备的电气距离是否满足要求而定.
（3）220KV及以下变压器到避雷器的电气距离超过允许值时，应在变压器附近增设一组避雷器.
（4）三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。
（5）下列情况的变压器中性点应装设避雷器
1）直接接地系统中，变压器中性点为分级绝缘且装有隔离开关时。
2）直接接地系统中，变压器中性点为全绝缘，但变电所为单进线且为
单台变压器运行时.
3）接地和经消弧线圈接地系统中，多雷区的单进线变压器中性点上。
（6）发电厂变电所35KV及以上电缆进线段，在电缆与架空线的连接处应装设避雷器。
（7）SF6全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器.
（8）110—220KV线路侧一般不装设避雷器[11]。
4做好变电站的防雷和保护接地
变电所的防雷设计应做到设备先进、保护动作灵敏、安全可靠、维护试验方便,并在在保证可靠性的前提下力求经济性。
[14]防止雷电直击的主要电气设备是避雷针，避雷针由接闪器和引下线、接地装置等构成。
[13］避雷针的位置确定，是变电所防雷设计的关键步骤。
首先应根据变电所电气设备的总平面布置图确定，避雷针的初步选定安装位置与设备的电气距离应符合各种规程范围的要求，初步确定避雷针的安装位置后再根据公式进行，校验是否在保护范围之内。
［13］同时做好变电站的接地电网,也可以有效的防止电力事故的发生.
4。
1所用变的设置
为保证重要变电所的安全用电，所以需装设两台所用变以备用。
为了保证供电的可靠性应在低电压等级即10KV母线上各装设一台变压器（每段各一台）。
这样就可以避免由于低压线路故障率较高所引起的所内停电事故，从而保证变电所的不间断供电[11]。
4.2继电保护的配置
在电力系统的运行中，变电所可能出现各种故障和不正常运行状态.最常见同时也是最危险的故障是各种类型的短路，其中包括相间短路和接地短路。
此外,还可能发生输电线路断线,旋转电机、变压器同一绕组的匝间短路等，这样，供电系统就不能顺利完成输送电。
此时，继电保护就显的很重要。
继电保护系统的主要作用:
保护作用、控制作用、监视作用、事故分析与事故处理作用、自动化作用。
继电保护装置在电力系统中的主要作用是通过预防事故或缩小事故范围来提高系统可靠性，是电力系统中重要的组成部分，是保证电力系统安全可靠运行的重要技术措施之一。
在现在电力系统中，如果没有继电保护装置,就无法维持系统正常运行［7].
鉴于其在系统中的重要性，有如下要求:
（1）选择性，即仅将故障元件从系统中切除,保证非故障元件正常运行，提高系统供电可靠性；
（2）速动性，快速地切除故障元件可以提高系统并列运行的可靠性,减少用户在电压降低的情况下的工作时间，以缩小故障元件的损坏程度。
只要求速动性是不行的，要根据电力系统的接线以及被保护元件的具体情况来确定，例如当发电厂或母线电压低于允许值时，继电保护动作等；
（3）灵敏性，它要求保护装置在事先规定的保护范围内发生故障时,不论短路点的位置，短路类型，以及短路点是否有过渡电阻，都应敏锐感觉，正确反应；
（4）可靠性,它主要针对保护装置本身的质量和运行维护水平而言，一般来说，保护装置的组成元件的质量越高，回路中继电器的触电就越少,保护装置的可靠性就越高，同时，正确的设计和整定计算，保证安装、调试试验的质量，提高运行维护水平，对提高保护装置的可靠性有重要作用[9］。
因此在电气设计中将继电保护配置好是一个很重要的环节，同时我们应该按照要求进行合理配置。
现如今在我国，变电所设计还存在很多不足，面临很多问题比如损耗和可靠性问题。
我国经济的发展也电力带来了很多问题比如：
（1）对电能的需求日益增长，城市和农村用电密度每天都在变化，所以给变电所的容量设计带来了很多麻烦。
（2）我国国土面积大，尤其是西北地区电力用户较分散，电力的传输需要导线，这样就会使线路的功率损耗增加。
（3）建立稳定的变电所必须占用较大的土地，然而在城市土地单价昂贵环境要求严格在用电用户稠密的地域建设变电所相对较困难,从而增加了在线路上的电能损耗。
以上所说的问题都是我国先目前变电手面临的问题，这些问题正期待我们的解决［2］.
如果上面所述的部分我们都能够很好的综合考虑那么变电站的初步设计就会相对来说比较安全经济。
这也就达到我们的提高电力系统的安全可靠性和运行效率,从而达到降低生产成本提高经济效益的目的。
结束语
电网运行的最基本要求是安全与稳定。
电网安全稳定的核心问题是要建立一个与该供电网络相适应的、合理的电网结构[19]。
110kV电力网络和变电站在系统中的地位和功能发生了很大变化。
110kV电力网络已下降为配电网络，大多数110KV变电站也沦为负荷型的终端变电站[5].配电电压升高，电力系统安全更要时刻抓紧。
建设变电站时，在保证安全的前提下还要保证其经济性和灵活性。
随着电力人不断的努力，变电站的设计一定会不断完善的。
参考文献
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2004
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