110kV降压变电站系统设计文档格式.docx
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1.2电力系统与待建变电站的连接情况
①变电站在系统中地位:
地区变电站
②变电站仅采用110kV的电压与电力系统相连,为变电站的电源
③电力系统至本变电站高压母线的标么电抗(Sd=100MVA)为:
最大运行方式时:
0.25;
最小运行方式时:
0.35;
主运行方式时:
0.3
④上级变电站后备保护动作时间为2s
1.3待建变电站负荷
①110kV出线:
负荷每回容量10000kVA,
cos=0.9,Tmax=5500h
②35kV负荷每回容量6000kVA,
cos=0.85,Tmax=5500h;
其中,一类负荷2回;
二类负荷1回
③10kV负荷每回容量2000kW,cos=0.95,Tmax=4500h;
二类负荷2回
④负荷同时率:
0.8
1.4环境条件
①当地年最高气温30℃,年最低气温-5℃,最热月平均最高气温25℃,年最低气温-5℃
②当地海拔高度:
600m
③雷暴日:
20日/年
1.5其它
①变电站地理位置:
城郊,距城区约7km
②变电站供电范围:
110kV线路:
最长80km,最短40km;
35kV线路:
最长50km,最短20km;
10kV低压馈线:
最长30km,最短10km;
③未尽事宜按照设计常规假设。
2设计任务
本课程设计只作电气系统的初步设计,不作施工设计和土建设计。
A.设计的最低要求是:
①通过经济技术比较,确定电气主接线;
②短路电流计算;
③主变压器选择;
④断路器和隔离开关选择;
⑤导线(母线及出线)选择;
⑥限流电抗器的选择(必要时)。
B.设计的较高要求是:
①完成上述设计的最低要求;
②选择电压互感器;
③选择电流互感器;
④选择高压熔断器(必要时);
⑤选择支持绝缘子和穿墙套管;
⑥选择消弧线圈(必要时);
⑦选择避雷器。
3负荷计算和主变压器选择
3.1负荷计算
①电压等级
待建变电所的电压等级为110kV/35kV/10kV。
②合计负载及类型
近期35kV侧负载
近期10kV侧负载
近期总负载
远期110kV侧负载
远期35kV侧
远期10kV侧负载
远期总负载
近、远期总负荷
其中一、二类负荷即重要负荷合计
3.2主变台数、容量和型式的确定
①主变台数确定的要求:
a.对大城市郊区的一次变电站,在中、低压侧已构成环网的情况下,变电站以装设两台主变压器为宜;
b.对地区性孤立的一次变电站或负荷密度较高的变电站,在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。
考虑到该变电站是本地区重要电源支撑点,含有较大份额的一、二类负载,故一期工程选用两台主变压器,并列运行且容量相等。
考虑到地区经济发展较快,远期增加负载较多,负荷密度迅速增大,故二期工程增加一台主变压器。
②容量的选择
主变压器容量一般按变电站建成后5~10年的规划负荷选择,并适当考虑到远期10~20年的负荷发展。
根据变电站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站,应考虑当一台主变压器停运时,其余变压器容量在设计及过负荷能力后的允许时间内,应满足总计算负荷的60%~70%的要求,并能保证用户全部一、二级负荷的需要。
当一台停运时,另一台则承担17.6MVA~20.5MVA。
故近期选两台25MVA的主变压器就可满足负荷需求。
同时考虑到远期变电站的总负荷增加,新增加的变压器须与近期的两台并联运行,故近期选择两台25MVA的主变压器,远期增加一台25MVA的变压器。
③校验变压器的负荷
近期变压器的负荷率
远期变压器的负荷率
由负荷校验可知,该设计方案中近期主变压器利用率较高,经济性较好。
同时考虑到待建变电所的负载中一、二类负载占了较大份额,这是一种合理的设计方案。
④校验事故情况下的过载能力
近期一台主变压器停运
远期一台主变压器停运
考虑到变压器有一定的过负荷能力,自然油循环的变压器过负荷不应超过50%,故该设计的过载能力满足要求。
如果故障进一步扩大,如远期两台主变压器同时停运,可采取适当的减载措施,切断部分三类负载,用剩下的一台主变压器维持一、二类负载的供电。
⑤接地方式
我国110kV及以上电压变压器绕组都采用Y连接;
35kV采用Y连接,其中性点多通过消弧线圈接地。
35kV以下电压变压器绕组都采用∆连接。
⑥主变压器型式的确定
具有三种电压等级的变电站中,如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上或低压侧虽无负荷,但在变电站内需装设无功补偿设备时,主变压器采用三绕组。
而有载调压较容易稳定电压,减少电压波动所以选择有载调压方式,且规程上规定对电力系统一般要求10kV及以下变电站采用一级有载调压变压器。
故本站主变压器选用有载三绕组变压器。
故选择主变压器参数型式为SFSZ9−25000/110型三相三绕组电力变压器。
其容量比为100/100/50。
详细参数为:
表1所选三相三绕组电力变压器的技术数据
额定容量(kVA)
额定电压(kV)
阻抗电压(%)
空载电流
(%)
连接组
高压
中压
低压
高-中
中—低
高—低
25000
110
38.5
11
10.5
6.5
18
0.6
YN,yn0,d11
3.3主接线的设计
根据国家标准《GB50059-9235~110kV变电所设计规范》,变电所的主接线,应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负载性质等条件确定。
并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
按照以上要求对主接线进行选择。
①110kV侧
根据国家标准,35~110kV线路为两回及以下时,宜采用桥型、线路变压器组或线路分支接线,超过两回时,宜采用扩大桥型接线、单母线或分段单母线接线。
110kV线路为6回以上时,宜采用双母线接线。
待建变电所110kV近、远期进线共2回,出线共2回。
此变电站是为了某地区电力系统的发展和负荷增长而拟建的。
那么其负荷为地区性负荷,且重要负荷较多,故保留以下两种备选方案:
方案一:
单母线带分段接线
方案二:
双母线接线
表2待建变电所110kV侧主接线方案比较
方案项目
方案一
方案二
技术方面
1.简单清晰,设备较少
3.可靠性高,灵活性好
2.可靠性,灵活性较差
2.检修断路器不用停电
3.操作方便,便于扩建
3.倒闸操作复杂,容易误操作
经济方面
设备少、投资小
占地大、投资多
综合考虑,双母线接线的方案虽然在供电可靠性上显得更满足负荷的要求,但占地大,投资多。
相反,待建变电所在选择主变压器时留有一定的安全余量,在负荷较小的季节尚可能退出一台主变压器,用双倍的投资换取略高的可靠性是不划算的。
综上所述,110kV侧选用单母线带分段接线。
②35kV侧
待建变电所35kV侧近、远期合计出线8回,其中一、二类负荷共3回,占总负荷的3/8,比重不大,结合国家标准,将以下两种可靠性较高的方案列为备选方案:
单母线分段接线
单母线分段带旁母接线
表3待建变电所35kV侧主接线方案比较
方案项目
1.可靠性高,灵活性好
3.母线分段减少了故障或检修时的停电范围
综合以上分析,虽然单母线分段带旁母接线的方案具有供电更可靠,调度更灵活,但倒闸操作复杂,容易误操作,且当6~35kV配电装置采用手车式高压开关柜时,不宜设置旁路设施。
参考上面110kV开关选型考虑,对供电可靠性的影响不大,在满足重要负荷供电需求的同时应考虑投资的经济性。
综上所述,35kV侧选用单母线分段接线。
③10kV侧
根据国家标准,当变电所有两台主变压器时,6~10kV侧宜采用分段单母线。
线路为12回及以上时,亦可采用双母线。
当不允许停电检修断路器时,可设置旁路设施。
待建变电所10kV侧近、远期合计出线12回,其中重要负载4回。
故将以下两种方案作为备选方案:
表4待建变电所10kV侧主接线方案比较
综上所述,10kV侧选用单母线分段接线。
4短路电流计算
4.1基准值的选取
高压短路电流计算一般只计及各元件(即发电机、变压器、电抗器、线路等)的电抗,采用标幺值计算。
为了计算方便,通常取基准容量Sj=100MVA,基准电压用各级的平均电压,即Uj=Up=1.05Ue。
当基准容量与基准电压选定后,可根据下式确定基准电流和基准电抗:
基准电流
基准电抗
具体各电压等级的基准电压如下:
110kV侧线路Ud1=115kV
35kV侧线路Ud2=37kV
10kV侧线路Ud3=10.5kV
那么基准电流为:
110kV侧线路
35kV侧线路
10kV侧线路
4.2各元件参数标幺值的计算
主变压器各侧阻抗的百分值为
其标幺值为
4.3用于设备选择的短路电流计算
用于设备选择时,短路电流计算按变电所的最终规模考虑。
系统的等值电抗图为:
图1二期工程的等值电抗图
在最大运行方式下,d1点的三相短路电流为
其他短路点的计算过程详见附录中的短路电流计算书。
计算结果如下表所示:
表5系统最大运行方式下的短路电流计算结果
短路点
编号
短路电流计算值
(MVA)
110kV母线
d1
400
2
5.1
35kV母线
d2
251.89
3.93
10
10kV母线
d3
204.08
11.22
28.62
5电气设备选择
5.1电气设备选择的一般条件
电气设备应能满足正常、短路、过电压和特定条件下安全可靠的而要求,
并力求技术先进和经济合理。
通常电气设备选择分三步,第一按正常工作条件选择,第二按短路情况检验其热稳定性和电动力作用下的动稳定性,第三按实际条件修正。
同时兼顾今
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- 110 kV 降压 变电站 系统 设计