变电站设计

变电站设计 变电站终期规模为3×40MVA，两回110kV进线，24回10kV出线。 本期工程：两台主变（容量均为40MVA），电压等级为110±8×1.25%/10.5kV，三相双绕组有载调压、自冷式、低损耗、低噪音变压器，两回110kV架空进线，每台主变10kV侧配八回馈线。每台主变设4800kvar及5400kvar并联电容器组无功补偿装置各一组，本期工程共4组并联电容器组。终期工程：增加一台40MVA主变，增加八回10kV馈线柜及2组并联电容器组。 1-4. 主要设计原则 (1). 站内110kV接线采用——两线三变外桥式接线，全户外布置。 (2). 10kV采用单母线四分段，10kV馈线采用电缆馈出。 (3). 中性点接地方式：110kV系统中性点采用直接接地方式；10kV系统采用中性点经消弧线圈接地方式。 (4). 主变压器选用三相双绕组自冷式有载调压变压器；主变外绝缘及户外设备的电气泄漏比距不小于2.5cm/kV，户内设备的泄漏比距不小于2.0cm/kV。 (5). 全站采用微机保护及综合自动化系统，以实现四遥功能及无人值班。 (6). 站用交流电源为两台50kVA干式变压器，10kV电源分别取自本站两段不同的母线；直流采用微机控制高频开关电源铅酸免维护直流装置一套，配10A高频开关整流模块，共三块。 1-5. 设计概述本工程110kV侧为两线三变外桥式接线，10kV侧为单母线四分段接线。 无功补偿根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，本工程采用变电站10kV侧集中补偿。每台主变配1组5400kVar及1组4800kVar框架式并联电容器组，补偿容量占主变容量的25.5%。 站内10kV侧母线上并联电容补偿装置及主变压器有载调压开关联合作用可实现站端电压调整，无功补偿装置按功率因数和负荷变化投切，以就地平衡无功；有载调压开关则在无功平衡的情况下调节电压，以控制达到预定的送电端电压。 2-3．主要技术参数 (1) 主变压器参数 类型：低损耗、低噪音、自冷式有载调压变压器容量：40000kVA电压比：110±8×1.25%/10.5kV接线组别:YN,d11阻抗电压:Uk%=10.5% (2) 短路阻抗：本方案计算用系统短路阻抗按厦门电业局调度所所下达厦门电网2005年最大短路容量计算值计算，220kV梧侣变电站110kV母线侧阻抗标么值为0.045。 第三章 电气部分 3-1．电气主接线： 变电站两回110kV进线均为架空进线， 110kV侧采用——两线三变外桥式接线，10kV侧为单母线四分段接线。 3-2．短路电流计算及主要电气设备选择 根据短路电流计算结果选择如下： （1） 110kV主设备 A．选用ABB或西门子等合资SF6断路器，采用弹簧操动机构，开断能力强，安全可靠性高，维护工作量小。 B．选用GW4-110ⅣD(W)/1250型带双侧（或单侧）接地的隔离刀闸，其主刀附电动操作机构，地刀选用手动操作机构。 （2） 10kV设备考虑选用KYN28-12型金属铠装真空开关柜，配VD4真空断路器，弹簧操作机构，并具有“五防”功能。 （3） 无功补偿装置可选用为户外式，密集型并联电容器组带干式串联电抗器。也可选用户内式，框架型并联电容器组带干式串联电抗器。 （4） 10kV系统接地装置选用调容式自动跟踪补偿消弧线圈及接地选线装置。 （5） 本变电所户外设备污秽等级按Ⅲ级污区考虑，户内设备外绝缘泄漏比距按20毫米/千伏选择，户外设备外绝缘泄漏比距按25毫米/千伏选择。 3-3．电气总平布置 根据规划管理局提供的规划用地坐标，本设计在总平布置上考虑了两个方案。 方案一：主变压器和110kV设备为全户外式布置，从东至西依次布置为： 110kV线路电压互感器、避雷器、110kV进线门型构架、隔离刀闸、断路器、桥设备、主变等电气设备及主控配电楼；主控配电楼为两层建筑，一层设10kV配电室；二层设主控及通讯室。10kV并联电容器、10kV消弧线圈接地成套装置放置于户外。站内10kV馈出电缆均沿站内电缆沟敷设，站内设环形道路，全站总用地面积6581平方米，参见图B5023C-A01-04、05、06。 方案一消弧线圈接地装置及并联电容器组放置于户外可减少变电站总建筑面积，节省投资。方案二将消弧线圈接地装置及并联电容器组放置于户内则运行环境得以改善，缺点是将增大建筑面积，增加投资，且运输及安装、检修较不方便。相比较而言，虽然户外运行环境较恶劣，但通过技术及经济比较，在保证所选用设备安全可靠的前提下，本设计推荐采用方案一。 3-4．各级配电装置 110kV配电装置均为两线三变户外式布置，选用常规设备。方案一10kV电容器组及接地成套装置为户外布置，配电综合楼一层布置10kV配电室，层高4.5米，二层布置主控室，层高4.5米；方案二10kV电容器组及接地成套装置为户内布置，配电综合楼一层布置10kV配电室、主控室，层高4.5米，二层为10kV并联电容器室、10kV接地装置室，层高5.4米；10kV开关柜、控制屏均采用双列布置，具体详见附图。 3-5．综合自动化系统 本站综合自动化系统采用开放的分层分布式结构，分为站控层和间隔层，在功能上按对象进行设计。对于10kV 电压等级配电装置的保护、监控（采用一体化装置）及计量装置就地分散安装在开关柜上,主变保护及主变高、低压侧断路器、110kV桥联断路器、低压母联断路器的操作及监控部分仍按对象设计并集中组屏安装在主控制室。通讯网络采用星型以太网作为站内局域网的方式，适用标准103、104通信规约。站内其他智能装置可以通过以太网关连接到以太网上。通信控制器采集的远动信息通过远动通讯通道实现与地调主站之间通讯。全站配置微机五防装置一套并辅助以单元电气闭锁，实现全站的防误操作。 1、 监控功能 可实现对站内所有断路器、110kV隔离刀闸、主变中性点接地刀闸遥控及对主变压器有载调压开关遥调、对消弧线圈档位遥调，实现站内各类信号远传，实现测量数据远传。 2、 保护配置 由于本变电站按终端变电站设计，故本站110kV线路不设保护，仅配开关三相操作箱，线路故障由电源侧保护动作切除。 110KV侧装设备用电源自投装置一套,根据主接线的配置特点，按终期配置，备自投只能采用向2B主变一个方向自投，当满足备自投条件时，投入热备用的桥联断路器（100或190断路器），保证2B变不停电。在本期工程中，190断路器不作为桥联断路器，只有100断路器具备自动投入功能。 （1） 变压器保护设置： A、变压器主保护 a) 差动速断保护 b) 比率差动保护 c) CT断线闭锁保护 B、变压器非电量保护 a) 本体重瓦斯跳闸或发信，有载开关重瓦斯跳闸或发信 b) 本体及有载开关轻瓦斯发信，压力释放跳闸或发信 c) 温度过高跳闸或发信 C、变压器后备保护 a) 复合电压闭锁过流保护，I段第一时限（或I段）出口跳10kV分段断路器；I段第二时限（或II段）出口跳本变10kV侧断路器，并闭锁10kV分段备自投； I段第三时限（或III段）出口跳本变二侧断路器 b) 变压器接地保护设二段中性点零序过流保护及一段间隙过流过压保护，零序过流I段跳桥联断路器，间隙过流过压或零序过流II段跳主变高、低压侧开关 c) 过负荷保护，三段定值，三段时限，三个独立出口 d) PT断线告警闭锁保护 （2） 10kV馈线保护 A、两相式限时电流速断、过电流保护及后加速 B、三相一次重合闸 C、低频减载 （3） 10kV电容器保护 A、三相式限时电流速断、过电流保护 B、过电压保护 C、低电压保护 D、开口三角电压保护 （4） 10kV接地变保护 二相式电流速断、定时过流保护、零序电流保护 10kV系统装设小电流接地选线装置一套 1# 2#消弧线圈各装设自动调谐控制装置一套。 （5） 10kV备用电源自投 10kV I、II段母联装设备用电源自投装置，母联900断路器设过流保护，#2主变低压侧992、994断路器分别设过流保护。 （6） 10kV联络线保护 A、光纤纵差保护 B、两相式限时电流速断、过电流保护及后加速 C、三相一次重合闸 D、低频减载 3-6．所用电及直流系统 1、所用电供给直流装置、主变有载调压开关、站内通风及照明、通讯、远动、110kV断路器、刀闸及10kV开关柜加热器、检修电源等。为了保证供电可靠性，本站装设两台SCR9-50/10，电压10/0.4kV的干式变压器，分别接于10kV I段、IV段母线上，安装在10kV开关室，正常时一台工作，一台处于热备用，当一台出现故障退出时另一台可自动投入。站用交流母线为单母线接线。 2、直流系统采用微机控制高频开关电源铅酸免维护电池成套装置，容量为120AH，按单母线单组蓄电池及三台10A高频开关整流模块配置，直流主要供给保护、监控及10kV弹簧储能、110kV开关操作回路等用电。设置12路控制电源。 3-7．通讯系统 3-8．过电压保护及接地： （1） 直击雷保护三支30米等高独立避雷针 （2） 在110kV各回进线侧及10kV各段母线上装设氧化锌避雷器作为雷电入侵波保护。 （3） 在各台主变110kV中性中点处，装设一只YH1.5W-72/186W型氧化锌避雷器作为中性点绝缘保护。 （4）在变电站内敷设以水平接地体为主、垂直接地体为辅的外缘闭合的复合地网 3-9．电气照明本站电气照明设工作照明系统和事故照明，工作照明由站用电380/220三相四线制系统提供 3-10．电缆敷设全站电力、主控制电缆的敷设方式为电缆沟、电缆穿管。 原始资料： 1、变电站 类型：110kV地方降压变电站 2、电 压 等 级：110kV/35kV/10kV 3、负 荷 情 况 35kV：最大40MW　最小24MW　Tmax＝5500小时　cosφ＝0.85 10kV:：最大20MW　最小12MW　Tmax= 5200小时　cosφ＝0.85 主变压器容量应根据负荷情况进行选择。在《电力工程电气设计》中规定对于装设两台及以上主变压器的变电所，应满足当一台主变停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70%－80%。为保证可靠供电，避免一台主变故障或检修时影响对用户的供电，主变容量就为总负荷的70%－80%。容量计算如下： 已知35kV最大负荷为40MW，　cosφ＝0.85 S＝4000/0.85＝47058.8（KVA） S＝0.7S＝0.7×47058.8＝32941.2（KVA） 经查设备手册，选每台主变压器容量为40000KVA。 3、 主变型号选择： 本变电所有110kV、35kV、10kV三个电压等级，根据设计规程规定，“具有三个电压等级的变电所中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器各容量的15%以上。主变压器一般采用三绕组变压器”，故选择三相三绕组有载调压降压变压器，其型号及参数如下： 型号SFSZL－40000/110。 额定电压高压侧110±8×1.25%，中压侧38.5±2×2.5%，低压侧10.5kV，连接组别为YN，Yno,d11，容量比为100/100/100,阻抗电压UKH-L=10.5%,　UKH-M=17.5%,　 UKM-L=6.5%. 4、 所用变的选择（附加） 方法：将所有所用变的千瓦数换算为千伏安，再考虑不同的运行方式情况，计算出总负荷，再根 据实际需要确定台数和容量。 本变电所宜选用两台所用变，一台考虑用10kV母线供电；另一台由外接10kV电源供电，正常情况做备用。 第一节　　110kV出线接线方式设计 对于110kV出线6回，可适用的接线方式有双母线接线，双母线带旁母接线。 方案：一、双母线接线的优缺点如下： 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，能灵活的适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的要求。 （3）扩建方便。向双母线的左右任何一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷分配，不会引起原有回路的停电，当有双回架空线路时，可以布置，以致连接不同的母线时，不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。 （4）便于试验。当个别回路需要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。 缺点： （1）增加一组母线和使每回路就需要增加一组母线隔离开关。 （2）当母线故障和检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作，为避免应装闭锁装置。 方案二、双母线带旁母接线。 带有旁路母线主要是保证不中断对用户的供电。有母联兼旁路断路器和设专用旁路断路器两种形式。 优点：除双母线接线的优点外，此种接线可以保证使某一回路检修时，不中断对外供电及操作简便 缺点：除双母线的缺点外，此种接线增加了一组母线，增加了一个间隔的配电装置，增大了投资和占地面积。 经过两个方案的比较，双母带旁母的接线与双母线相比，主要解决了双母接线的断路器检修时间长，停电影响较大的问，但带旁母的拉线大大增加了投资。双母接线的缺点可在选择断路器时进行弥补，预选择的LW14型SF6断路器具有运行可靠，检修维护量小等优点，故本次设计宜选用双母线接线 第二节　　35kV出线接线方式设计 对35kV出线11回，可适用的接线有单母分段接线，双母线接线、单母分段带旁母接线三种。 方案一　选用单母线分段接线 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个回路，有两个电源供电。（2）当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。 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内停电。 （2）扩建时需向两个方向均衡扩建。 方案二、选用双母线接线 其优缺点已在110kV接线中说明。 方案三、选用单母分段带旁母接线 旁路母接线的优缺点同110kV接线中旁路母线的优缺点。 对以上三种方案分析比较，双母接线及单线分段带旁母的接线，在可靠性方面都优越于单母分段接线，但从经济性方面大大增加了投资和占地面积，而单母分段接线的缺点也可从设备的选择上进行弥补。预选的LN2型SF6断路器，就可以满足要求。经综合性考虑分析35kV侧主接线宜采用单母分段的接线方 第三节 　10kV出线接线方式设计 对于10kV出线12回可适用的接线有： ①单母分段接线。②单母分段带旁母接线。③单母线接线。 方案一、单母分段接线同35kV接线中单母分段接线的优缺点。 方案二、单母分段带旁母接线。 增设旁母的作用同110kV接线中叙述的旁母的作用。 方案三、单母线接线 优点： （1）接线简单清晰，操作方便，使用电器少。 （2）配电装置建造费用低。 3）隔离开关仅在检修时作隔离电器用，不用它进行倒闸操作，误操作少。 缺点：(1)任一段母线及母线隔离开关发生故障时，要停止该段母线上所有的工作。 (2)任一段母线及母线隔离开关检修时，也将造成母段上所有回路停电。 (3)引出线回路的断路器检修时，该回路要停止供电。 根据以上三种方案比较如下： 单母接线无法满足12回出线的供电可靠性。单母分段带旁母比单母分段接线优越，但投资大，占地面积大，不经济。经综合经济技术分析对10kV侧选用真空断路器后，单母分段接线的可靠性将大大提高，同时配电装置的配置也可简单化，故选单母分段接线较能满足主接线的设计要求。