330kV变电站设计.doc

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目录

引言 1

1主变压器的选择 2

1.1主变压器选择的一般原则 2

1.1.1主变压器台数的选择 2

1.1.2主变压器容量的选择 2

1.2主变压器型式选择 2

1.2.1主变压器相数的选择 2

1.2.2绕组数的选择 3

1.2.3绕组连接方式的选择 3

1.2.4主变调压方式的选择 3

1.2.5容量比的选择 4

1.2.6主变压器冷却方式的选择 4

1.3主变压器的选择结果 4

1.4变电站站用变选择 4

1.4.1站用变的选择 5

1.4.2站用电接线图 5

2电气主接线及设计 6

2.1电气主接线概述 6

2.1.1电气主接线的基本要求 6

2.1.2主接线设计的原则 7

2.2主接线的基本接线方式选择 7

2.2.1单母线接线及单母线分段接线 7

2.2.2双母线接线及双母线分段接线 8

2.2.3带旁路母线的单母线和双母线接线 8

2.2.4一台半断路器双母线接线 9

2.2.5桥形接线 10

2.3主接线方案的比较选择 10

2.4电气主接线设计图 11

3短路电流的计算 12

3.1概述 12

3.2短路电流计算相关内容 12

3.2.1短路电流计算的目的 12

3.2.2短路电流计算的一般规定 12

3.2.3短路计算的基本假设 13

3.2.4短路电流计算的步骤 13

3.3变压器电抗标幺值计算 14

3.3.1变压器参数的计算 14

3.3.2主变压器参数计算 14

3.3.3站用变压器参数计算 15

3.4各短路点的短路计算 15

3.4.1点短路计算 15

3.4.2点短路计算 16

3.4.3点短路计算 17

4电气设备的选择 19

4.1概述 19

4.1.1电气设备选择的一般原则 19

4.1.2电气设备选择的有关规定 19

4.2电气设备选择的技术条件 19

4.2.1按正常工作条件选择电气设备 19

4.2.2按短路条件校验设备的动稳定和热稳定 20

4.2.3高压电气设备的选择校验项目 21

4.3断路器的选择 22

4.3.1330kV侧断路器的选择 22

4.3.2110kV侧断路器的选择 23

4.3.335kV侧断路器的选择 24

4.3.4断路器选择结果 25

4.4隔离开关的选择 25

4.4.1330kV侧隔离开关的选择 26

4.4.2110kV侧隔离开关的选择 27

4.4.335kV侧隔离开关的选择 28

4.4.4隔离开关的选择结果 29

4.5电流互感器的选择 29

4.5.1电流互感器配置 29

4.5.2电流互感器的特点 30

4.5.3电流互感器的选择及校验 30

4.5.4330kV侧电流互感器的选择 30

4.5.5110kV侧电流互感器的选择 32

4.5.635kV侧电流互感器的选择 33

4.6电压互感器的选择 34

4.6.1电压互感器的特点 34

4.6.2电压互感器的选择校验 34

4.6.3330kV侧电压互感器的选择 34

4.6.4110kV侧电压互感器的选择 35

4.6.535kV侧母线电压互感器的选择 35

4.7支柱绝缘子及穿墙套管的选择 36

4.7.1绝缘子的选择 36

4.7.2穿墙套管的选择 36

5母线的选择与校验 37

5.1概述 37

5.1.1母线的分类及特点 37

5.1.2母线截面的选择 37

5.2母线选择与校验 38

5.2.1母线校验的一般条件 38

5.2.2330kV侧母线选择 39

5.2.3110kV母线的选择 40

5.2.435kV侧母线的选择 41

6防雷及接地装置设计 43

6.1防雷设计 43

6.1.1防雷设计原则 43

6.1.2防雷保护的设计 43

6.2避雷器的选择 45

6.2.1330kV侧避雷器的选择和校验 45

6.2.2110kV侧避雷器的选择和校验 45

6.2.335kV侧避雷器的选择和校验 46

6.3避雷针的配置 47

6.3.1避雷针的配置原则 47

6.3.2避雷针位置的确定 47

6.4接地设计 48

6.4.1接地设计的原则 48

6.4.2接地网型式选择及优劣分析 48

7继电保护配置 49

7.1变压器的保护配置 49

7.2线路保护配置 50

7.2.1330kV线路保护 50

7.2.2110kV线路保护 50

7.2.335kV线路保护 50

8无功补偿配置 51

8.1补偿装置的分类及与电力系统的连接 51

8.2设置补偿装置应考虑的主要因素 51

8.2.1串补装置 51

8.2.2超高压并联电抗器和并联电抗补偿装置 52

8.2.3调相机、并联电容器补偿装置和静补装置 52

8.3补偿设备的选择 52

9配电装置的布置 53

9.1概述 53

9.1.1配电装置特点 53

9.1.2配电装置类型及应用 53

9.2配电装置的确定 54

9.3电气总平面布置 55

9.3.1电气总平面布置的要求 55

9.3.2电气总平面布置 56

附录 60

1主变压器的选择

主变压器是指在发电厂和变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器。

主变压器是变电站的重要设备，其容量、台数直接影响主接线的形势和配电装置的结构，如选用适当不仅可减少投资、减少占地面积，同时也可以减少运行电能的损耗，提高运行效率和可靠性，改善电网稳定性能。

主变压器是主接线的中心环节。

本章是对变电站主变压器的选择。

1.1主变压器选择的一般原则

（1）主变容量一般按变电所建成后5～10年的规划负荷来进行选择，并适当考虑远期10～20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，应考虑一台主变停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，保证用户的Ⅰ级和Ⅱ级负荷，对于一般变电所，当一台主变停运时，其他变压器容量应能保证全部负荷的70%～80%。

（3）为了保证供电可靠性，变电所一般装设两台主变，有条件的应考虑设三台主变的可能性。

1.1.1主变压器台数的选择

根据原始资料分析，本变电站为地区变电站，其与当地电网系统联系紧密，所以在选择主变台数时应考虑其在当地电力网络中的重要地位。

若全站停电后，将引起下一级变电站与地区电网瓦解，影响整个地区的供电，因此在主变台数的选择上，要确保供电的可靠性。

为了保证供电可靠性，避免一台主变压器故障或检修时影响供电，变电所中一般装设两台主变压器。

当装设三台及三台以上时，变电所的可靠性虽然有所提高，但接线网络较复杂，且投资增大，同时增大了占地面积，配电设备以及用电保护的复杂性，以及带来维护和倒闸操作等许多复杂化。

而且会造成中压侧短路容量过大，不宜选择轻型设备。

考虑到两台主变同时发生故障机率较小。

适用远期负荷的增长以及扩建，而当一台主变压器故障或者检修时，另一台主变压器至少能保证所供的一二类负荷或为全部负荷的70%～80%。

故选择两台主变压器互为备用，提高供电的可靠性。

综上所述，主变压器选择2台。

1.1.2主变压器容量的选择

（1）主变压器容量一般按变电所建成后5～10年的规划负荷选择，适当考虑到远期10～20年的负荷发展。

对于城郊变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。

（2）根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。

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其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；对一般性变电所，当一台变压器停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70%～80%。

（3）同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出发，推行系列化，标准化、简单化和灵活化。

根据原始资料分析，本期主变压器容量选择为240MVA。

1.2主变压器型式选择

1.2.1主变压器相数的选择

当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电所均应选择三相式变压器。

因为一台三相式较同容量的3台单项式投资小、占地少、损耗小，同时配电装置结构较简单，运行维护较方便。

而选择主变压器的相数时，应根据原始资料以及设计变电所的实际情况来选择。

本次设计的变电所，位于城市郊区，交通便利，不受运输的条件限制，故本次设计的变电所选用三相变压器。

1.2.2绕组数的选择

在具有3种电压等级的变电所中，如变压器各侧绕组的通过容量均达到该变压器额定容量的15%及以上，或低压侧虽无负荷，但在变电所内需装设无功补偿设备，主变宜采用三绕组变压器。

一台三绕组变压器的价格及所用的控制和辅助设备，比相对的两台双绕组变压器都较少，而且本次所设计的变电所具有三种电压等级，考虑到运行维护和操作的工作量及占地面积等因素，该所选择三绕组变压器。

在生产及制造中三绕组变压器有：

自耦变压器、分裂变压器以及普通三绕组变压器。

（1）自耦变压器：

自耦变压器的短路阻抗较小，系统发生短路时，短路电流增大，以及干扰继电保护和通讯，并且它的最大传输功率受到串联绕组容量限制，自耦变压器，除具有磁的联系外，还有电的联系，所以，当高压侧发生过电压时，它有可能通过串联绕组进入公共绕组，使其它绝缘受到危害，如果在中压侧电网发生过电压波时，它同样进入串联绕组，产生很高的感应过电压。

（2）分裂变压器：

分裂变压器约比同容量的普通变压器贵20%，分裂变压器，虽然它的短路阻抗较大，当低压侧绕组产生接地故障时，很大的电流向一侧绕组流去，在分裂变压器铁芯中失去磁势平衡，在轴向上产生巨大的短路机械应力。

分裂变压器中对两端低压母线供电时，如果两端负荷不相等，两端母线上的电压也不相等，损耗也就增大，所以分裂变压器适用两端供电负荷均衡，又需限制短路电流的供电系统。

由于本次所设计的变电所，受功率端的负荷大小不等，而且电压波动范围大，故不选择分裂变压器。

（3）普通三绕组变压器：

价格上在自耦变压器和分裂变压器中间，安装以及调试灵活，满足各种继电保护的需求。

又能满足调度的灵活性，它还分为无激磁调压和有载调压两种，这样它能满足各个系统中的电压波动。

它的供电可靠性也高。

在大型降压变电所中，普通三绕组变压器的应用范围较为有限。

当主网电压为110～220kV，中压网络为35kV时，由于它们的中点采用不同的接地方式，才采用普通三绕组变压器。

当中压为110kV及以上的电压时，降压变压器和联络变压器多采用自耦变压器，因自耦变压器高、中压绕组有直接电气联系，故有巨大的经济优越性。

其优点有：

消耗材料省，体积小、重量轻同时功率损耗低、输电效率高、可扩大变压器的制造容量，便于运输和安装。

故本设计选用自耦变压器。

1.2.3绕组连接方式的选择

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。

我国110kV及以上电压，变压器都采用Y0连接；35kV及以下电压等级变压器绕组都采用△连接。

根据选择原则可确定所选择变压器绕组接线方式为Y0/Y0/△接线。

接线组别为：

YN，a0,d11。

1.2.4主变调压方式的选择

为了满足用户的用电质量和供电的可靠性，220kV及以上网络电压应符合以下标准：

①枢纽变电所二次侧母线的运行电压控制水平应根据枢纽变电所的位置及电网电压降而定，可为电网额定电压的1～1.3倍，在日负荷最大、最小的情况下，其运行电压控制在水平的波动范围不超过10%，事故后不应低于电网额定电压的95%。

②电网任一点的运行电压，在任何情况下严禁超过电网最高电压，变电所一次侧母线的运行电压正常情况下不应低于电网额定电压的95%～100%。

调压方式分为两种，不带电切换称为无激磁调压，调整范围通常在±5%以内；另一种是带负荷切换称为有载调压，调整范围可达30%。

1.2.5容量比的选择

由原始资料可知，110kV中压侧为主要受功率绕组，而35kV侧主要用于附近地区负荷、站用电以及无功补偿装置，所以容量比选择为：

100/100/30。

1.2.6主变压器冷却方式的选择

主变压器一般采用的冷却方式有：

自然风冷却，强迫风冷却，强迫油循环风冷却，强迫油循环水冷却，强迫油循环导向冷却。

自然风冷却、强迫风冷却：

一般只适用于中小容量变压器。

强迫油循环水冷却，虽然散热效率高，节约材料减少变压器本体尺寸等优点，但是它要有一套水冷却系统和相关附件，冷却器的密封性能要求高，维护工作量较大。

所以，选择强迫油循环风冷却。

1.3主变压器的选择结果

查电力变压器参数表选定主变压器的型号参数如下。

主变压器的型号为：

OSFPS7-240000/330

主要技术参数如下：

额定容量：

240000（kVA）

容量比（%）：

240/240/72MVA（100/100/30）

电压比：

345±2×2.5%/121/35kV

接线组别：

YN,a0,d11

空载损耗:

116（kW）

负载损耗:

553（kW）

空载电流（%）:

0.2

阻抗电压（%）：

Ud1-2=10.5%Ud1-3=24%Ud2-3=13%

总重：

193（t）

备注：

西安西电变压器有限责任公司

所以选用两台OSFPS7-240000/330型变压器为主变压器。

1.4变电站站用变选择

变电站的主要站用电负荷是变压器的冷却装置，直流系统中的充放电装置和晶闸管整流设备，照明、检修及供水和消防系统，对330kV变电站，还包括高压断路器和隔离开关的操纵机构电源，尽管这些负荷的容量并不大，但由于330kV变电站在电力系统中的重要地位，处于运行安全的考虑，其站用电系统必须具有高度的可靠性。

1.4.1站用变的选择

（1）选择原则：

变电站站用母线采用单母分段接线方式。

当有两台站用变采用单母线分段接线方式，平时分列运行互为备用，以限制故障。

站用电容量得确定，一般考虑所用负荷为变电所总负荷的0.1%～0.5%,这里取变电所总负荷的0.2%计算。

（2）站用电负荷：

S=240000/0.7×0.2%=685.7kVA

（3）站用变容量计算：

Sj=0.7×S=480kVA

站用变压器选择结果如表1-1所示

表1-135kV双绕组变压器技术数据表

型号

额定容量/kVA

额定电压/kV

连接组

损耗/kW

空载电流/%

阻抗电压/%

高压

低压

空载

短路

S9-500/35

500

355%

0.4

Yyn0

1.03

6.90

1.3

6.5

1.4.2站用电接线图

由于变电站的自用电负荷耗电量不多，因此，变电站的自用电接线简单。

枢纽变电站、总容量为60MVA及以上的变电站，装有水冷却或强迫油循环冷却的主变压器以及装有同步调相机的变电站，均装设两台站用变压器，分别接在电压最低一级母线的不同分段上。

因而本设计两台站用变分别接于35kV母线的Ⅰ段和Ⅱ段，互为暗备用，并联运行。

当一台故障时，另一台能够承担变电所的全部负荷。

接线图如图1-1所示。

图1-1所用电接线图

2电气主接线及设计

本次设计的变电站为降压变电站，共有三个电压等级：

高压侧电压为330kV，本期2回出线；中压侧电压为110kV，本期11回出线；低压侧电压为35kV。

且该站址位于距市中心约10km（直线距离），东邻西三环线，北靠高速公路及铁路，交通便利。

从以上资料分析可知该变电站为一座地区变电站。

2.1电气主接线概述

电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，是由多种电气设备通过连接线，按其功能要求组成的接受和分配电能的电路，也称为电气一次接线或电气主系统。

它不仅表示出各种电气设备的规格、数量、连接方式和所用，并且反映了各电力回路的相互关系和运行条件，从而构成了发电厂和变电所电气部分的主体。

用规定的电气设备图形符号和文字符号并按工作顺序排列，详细的表示电气设备或成套装置的全部基本组成和连接关系的单线接线图，称为主接线电路图。

主接线代表了发电厂或变电站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，直接影响运行的可靠性、灵活性并对电器选择、配电装置布置、继电保护、自动装置和控制方式的拟定都有决定性的关系。

发电厂和变电所的主接线，是根据容量、电压等级、负荷等情况设计，并经过技术经济比较，而后选出最佳方案。

2.1.1电气主接线的基本要求

根据我国能源部关于《220kV~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性、运行灵活性、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。

”

（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选，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元件，包括一、二次部分在运行中可靠地综合性。

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站是可靠的，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。

（2）灵活性

主接线的灵活性有以下几方面的要求：

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，且不至影响对用户的供电。

③扩建要求。

可以容易的从初期过渡到终期接线，使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。

（3）经济性

经济性主要是投资省、占地面积小、能量损失小。

2.1.2主接线设计的原则

电气主接线的设计是发电厂或变电站电气设计的主题。

它与电力系统、电厂动能参数、基本原始资料以及电厂运行可靠性、经济性的要求等密切相关，并对电气设备选择和布置、继电保护和控制方式等都有较大的影响。

因此，主接线设计，必须结合电力系统和发电厂和变电站的具体情况，全面分析有关影响因素，正确处理它们之间的关系，经过技术、经济比较，合理地选择主接线方案。

电气主接线设计的基本原则是以设计任务为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、实用、经济、美观的原则。

2.2主接线的基本接线方式选择

电气主接线的类型通常根据变电所在系统中的地位、负荷情况、出现回路数、布置方式、设备特点周围环境及最终规模等条件确定。

它以电源和出线为主体，由于各个发电厂或变电站的出现回路数和电源数不同，且每路馈线所传输的功率也不一样，因而为便于电能的汇集和分配，在进出线路多时（一般超过4回），采用母线作为中间环节，可使接线简单清晰、运行方便，有利于安装和扩建。

而与有母线的接线相比，无汇流母线的接线使用电气设备较少，配电装置占地面积较小，通常用于进出线回路少，不再扩建和发展的发电厂或变电站。

有汇流母线的接线形式可概括地分为单母线接线和双母线接线两大类；无汇流母线的接线形式主要有桥形接线、角形接线和单元接线。

2.2.1单母线接线及单母线分段接线

（1）单母线接线

电气主接线的基本环节是由电源进线、主变压器和引出线三部分组成，每一组母线是由A、B、C三相组成。

当主接线为一组母线时，称为单母线接线。

单母线接线形式的主接线主要优点是接线简单、清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。

该接线方式的主要缺点是供电可靠性差，运行不够灵活，当母线及母线隔离开关等设备故障或检修时，均需将整个配电装置停电，影响供电。

故单母线接线只适用于单电源进线的一般中、小型容量的变电所及用户，在供电可靠性要求不高的装置中采用。

单母线接线适用于：

①6～10kV配电装置的出线回路数不超过5回时；

②35～60kV配电装置的出线回路数不超过3回时；

③110～220kV配电装置的出线回路数不超过2回时。

（2）单母线分段接线

当出线回路增多时，单母线供电不够可靠，需用断路器将母线分段，形成单母线分段接线。

可根据电源的数目和功率大小，母线可分为2～3段。

段数分得越多，故障时停电范围越小，但使用的断路器数量越多，其配电装置和运行也就越复杂，所需费用就越高。

单母线分段接线的优点是，在母线分段后，可提高供电的可靠性和灵敏性。

对重要用户可以从不同段引出两回馈电线路，由两个电源供电；当一段母线发生故障时，分段断路器自动将故障段隔离，保证正常段母线不间断供电，不致使重要用户停电；两段母线同时故障的几率甚小，可以不予考虑。

单母线分段接线的缺点有：

增加了分段开关设备的投资和占地面积；某段母线或母线隔离开关故障或检修时，仍有停电问题；任何一出线断路器检修时，该回路必须停止工作。

单母线分段接线适用于：

①110～220kV配电装置的出线回路数为3～4回；

②35～60kV配电装置的出线回路数为4～8回；

③6～10kV配电装置的出线回路数为6回以上。

2.2.2双母线接线及双母线分段接线

（1）双母线接线

双母线接线有两组母线，一组为工作母线，一组为备用母线。

每一电源和每一出线都经一台断路器和两组隔离开关分别与两组母线相连，任一组母线都可以作为工作母线或备用母线。

两组母线之间通过母线联络断路器连接。

双母线接线具有供电可靠、调度灵活、扩建方便等优点。

而且，检修另一母线时，不会停止对用户连续供电。

其广泛用于：

①出线带电抗器的6～10kV配电装置；

②35～60kV出线数超过8回，或连接电源较大、负荷较大时；

③110～220kV出线数为5回及以上时。

（2）双母线分段接线

为了缩小母线故障的停电范围，可采用双母线分段接线。

双母线分段接线比双母线接线的可靠性更高，当一段工作母线发生故障后，在继电保护作用下，分段断路器先自动跳开，而后将故障段母线所连的电源回路的断路器跳开，该段母线所连的出现回路停电；随后将故障段母线所连的电源回路和出现回路切换到备用母线上即可恢复供电。

为了保证双母线的配电装置，在进出线断路器检修时（包括其保护装置和检修及调试），不中断对用户的供电，可增设旁路母线，或旁路断路器。

双母线分段接线广泛应用于火电厂的发电机电压配电装置中，同时在220～500kV大容量配电装置中，不仅采用双母线三分段接线，也有采用双母线四分段接线的。

当110kV出线为7回及以上，220kV出线在4回以下时，可用母联断路器兼旁路断路器用，这样节省了断路器及配电装置间隔。

2.2.3带旁路母线的单母线和双母线接线

断路器经过长期运行和切断数次短路电流后都需要检修。

为了能使单母线分段或双母线的配电装置检修断路器时，不致中断该回路供电，可增设旁路母线。

通常，旁路母线有三种接线方式：

有专用旁路断路器的旁路母线接线；母联断路器兼做旁路断路器的旁路母线接线；用分段断路器兼做旁路断路器的旁路母线接线。

（1）单母线分段带旁路母线的接线

这种接线方式：