地区变电所与电气主接线设计文档格式.docx
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表1-1变电所60KV的用户负荷表
序号
负荷名称
最大负荷(KW)
功率
因数
出线
方式
出线回数
附注
近 期
五年规划
1
冶炼厂
7500
15000
0.85
架空
2
有重要负荷
空压机厂
5000
8000
0.95
3
制冷设备厂
5600
9000
4
汽车配件城
4500
无重要负荷
5
制药厂
8500
6
化工厂
6000
12000
负荷同时系数0.86,线损率为4.5%,重要负荷占75.5%,根据负荷表确定本变电所的远期最大负荷,确定本变电所主变压器的容量,根据相关规程对本变电所的主变压器进行选择。
1.4电力系统接线方式
800MVA
Ud%=18
图1.1电力系统接线方式
系统中所有的发电机均为汽轮发电机,送电线路均为架空线,单位长度正序电抗为0.3欧姆/公里
根据电力系统接线方式及所给数据,正确选择短路点,进行短路计算,根据短路计算的数据进行相关电气设备的选择较验。
2主变压器台数和容量的确定
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,称为主变压器;
用于两种电压等级之间交换功率的变压器,称为联络变压器;
只供本厂(站)用电的变压器,称为厂(站)用变压器或自用变压器。
2.1主变压器选择的要求
(1)和电力系统连接的主变压器一般不超过两台。
当只有一个电源或变电所的一级负荷另有备用电源保证供电时,可装设一台主变压器。
(2)变压器装设两台及以上主变压器时,每台容量的选择应按照其中任一台停用时,其余变压器容量至少能保证所供电的全部一级负荷或为变电所全部负荷的60—75%。
通常一次变电所为75%,二次变电所为60%。
(3)变电所的主变压器一般采用三相变压器,因制造或运输条件限制及初期只装一台主变压器的220KV变电所中,一般采用单相变压器组,当装设一台单相变压器时,应没有备用相,当主变压器超过一台,且各台容量满足上述要求时,单相变压器组可不装设备用相。
(4)变电所中的变压器在系统调压有要求时,一般采用带负荷调压变压器,如受设备制造限制时,可采用独立的调压变压器或预留位置。
(5)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,电力系统采用的绕组连接方式只有“Y”型和“△”型,高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。
2.2主变压器容量和台数的确定
主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。
它的确定除依据传递容量基本原始资料外,还应根据电力系统5—10年发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素,进行综合分析和合理选择。
如果变压器容量选得过大、台数过多,不仅增加投资,增大占地需积,而且也增加了运行电能损耗,设备末能充分发挥效益;
若容量选得过小,将可能“封锁”发电机剩余功率的输出或者会满足不了变电站负荷的需要,这在技术上是不合理的,因为每千瓦的发电设备投资远大于每一个千瓦变电设备的投资。
变电所主变压器的容量,一般应按5—10年规划负荷来选择。
根据城市规划、负荷性质、电网结构等综合考虑确定其容量。
对重要变电站,应考虑当1台主变压器停运时,其作变压器容量在计及过负荷能力允许时间内,应满足
类及
类负荷的供电;
对一般性变电站,当1台主变压器停运时,其变压器容量应能满足全部负荷的70%—80%。
变电所主变压器的台数,对于枢纽变电所中、低压侧已形成环网的情况下,变电所以设置2台主变压器为宜;
对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所,可设3台主变压器,以提高供电可靠性。
2.3主变压器的选择
总容量的确定
主变容量的确定应根据5-10年发展规划进行选择,通过对原始资料的分析,根据负荷及经济发展的要求,同时考虑负荷的同时系数和线损率等因素,可由公式
求得。
分析原始资料变电所60KV用户负荷表(表2-1)
表2.1变电所60KV用户负荷表
最大负荷同时系数0.86,线损率为4.5﹪。
总负荷中重要负荷占75.5﹪。
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级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,当一台变电所停运时,其余变压器容量应能保证全部负荷的70%~80%。
本变电所的最大远期负荷为:
kW
式中
—本变电所60KV侧各出线负荷
P—本变电所60KV侧各出线总负荷
已知cosφ1=0.85,cosφ2=0.95线损率为4.5%,负荷的同时系数为k0=0.86
将上数据代入公式可得变压器容量为:
经计算得Se=70%S=36791.05kVA
查《电力设备手册》选用两台双绕组变压器,其型号为SFPZ7—120000/220,电压为
kV采用YN,d11连接组,附套管电流互感器,其具体型号和参数见表2-2。
正常运行时,两台变压器全部投入。
当其中一台停运检修时,考虑变压器的过负荷能力,另一台仍能达到全部负荷的98%。
表2-2所选SFPZ7—120000/220变压器的主要参数
型号
电压组合(KV)
联接组别
损耗(kw)
阻抗电压(%)
冷却方式
SFPZ7-120000/220
高压
中压
低压
YN,d11
负载
空载
高低
高中
中低
强迫油循环风冷
220+8*1.25%
63
385
124
14.97
S—三相;
F—风冷;
P—强迫油循环;
Z—有载调压;
7—设计序号;
120000—额定容量(KVA);
220—额定电压(KV)
3主接线形式的选择及说明
3.1主接线的设计原则
变电所电气主接线是电力系统接线的主要主成部分,它表明了发电机、变压器、线路和断路器等设备的数量和接线方式,从而实现安全的发电、输变电、配电的任务。
根据设计规程,变电所主接线应满足可靠性、灵活性、经济性的要求。
同时还应考虑以下的因素:
(1)考虑变电所在电力系统中的地位和作用。
(2)考虑近期和远期的发展规模。
(3)考虑负荷的重要性分级和出线回数的多少对主接线的影响。
(4)考虑主变台数对主接线的影响。
(5)考虑备用容量的有无和大小对主接线的影响。
3.2主接线的设计要求
对电气主接线的基本要求,概括地说应包括可靠性、灵活性和经济性三方面。
(1)可靠性
安全可靠是电力生产的首要任务,保证供电可靠是电气主接线最基本的要求。
停电不仅给发电厂造成损失,而且给国民经济各部门带来的损失将更加严重,在经济发达地区,故障停电的经济是实时电价的数十倍,及至上百倍,至于导致人身健身房、设备损坏、产品报废、城市生活混乱等经济损失和政治影响,更是难以估量。
因此电气主接线必须保证供电可靠。
电气主接线的可靠性不是绝对的。
同样形式的主接线对某些发电厂和变电所来说是可靠的,而对别外一些发电厂和变电所则不一定能满足可靠性要求。
所以在分析电气主接的可靠性时,要考虑发电厂和变电所在系统中的地位和作、用户的地位和作用、用户的负荷性质和类别、设备制造水平及运行经验等诸多因素。
1)应重视国内外长期运行的实践经验及其可靠性的定性分析。
(即断路器检修时,能否不影响供电。
线路、断路器或母线经及母线或母线隔离开关检修时,停运出线回路数的多少和停电时间的长短,以及能否保证对Ⅰ、Ⅱ类负荷的供电;
发电厂和变电所全部停电的可能性;
大型机组突然停运时,对电力系统稳定运行的影响与后果等因素)
2)主接线的可靠性包括一次部分和相应组成的二次部分在运行中可靠性的综合。
3)主接线的可靠性在很大程度上取决于设备的可靠程度,采用可靠性高的电气设备可以简化接线。
4)要考虑所设计的变电所在电力系统中的地位和作用。
(2)灵活性
电气主接线应能适应各种运行状态,并能录活地进行运行方式的转换。
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,可以方便地停运断路器,母线及其继电保护设备进行安全检修且不致于影响对用户的供电。
3)扩建的方便性要求,对将来要扩建的发电厂或变电所,其主接线必须具有扩建的方便性。
(3)经济性
1)投资省
a.主接线力求简单,以节省断路器、隔离开关、互感器、避雷器等一次设备。
b.要能使断电保护和二次回路不过于复杂,以节省二次设备和控制电缆。
c.要能限制短路电流,以便于选择价廉的电气设备或轻型电器。
d.如能满足系统安全运行及继电保护要求,110kV及以下终端或分支变电所可采用简易电器。
2)占地面积小
主接线设计要为配电装置创造条件,尽量使占地面积减少。
同时应注意节约搬迁费用、安装费用和外汇费用。
对大容量发电厂或变电所,在可能和允许条件下,应采取一次设计,分期投资、投建、尽快发挥效益。
3)电能损失小
在发电厂和变电所中,电能损耗主要来自变压器,经济合理的选择主变压器的种类、容量和数量,要避免因两次变压而增加电能损失。
3.3主接线的选择
由《规程》知:
110—220kV配电装置中的出线回路数为2回时,一般采用单母线分段的接线形式。
当配电装置中的进线和出线总数为12—16回时,在一组母线上设置分断断路器,而双母线运行方式在6—220kV电压的配电装置中,通常是以保证用户供电,所以必需的可靠性。
根据上述以及本变电所所处系统和负荷性质的要求,初步确定主接线方案:
第一种方案是一次侧(220kV侧)采用单母分段的接线形式,二次侧(60kV侧)采用双母三分段的接线形式;
第二种方案是一次侧(220kV侧)采用双母线的接线形式,二次侧(60kV侧)采用双母线带旁路的接线形式。
3.3.1主接线的预定方案
本变电所电压等级为220kV/60kV,220kV电源进线为2回;
60kV侧出线为12回。
根据主接线设计必须满足供电可靠性、保证电能质量、满足灵活性和方便性、保证经济性的原则,初步拟定两种主接线方案。
第一方案:
220kV侧采用单母分段带旁路接线,60kV侧采用双母三分段接线。
第二方案:
220kV侧采用双母线接线,60kV侧采用双母线带旁路接线。
图接线方案
3.3.2对两种方案接线方式的同时论证
3.3.2.1第一种方案特点:
一次侧(220kV侧)采用单母分段接线形式
优点:
单母分段按可进行分段检修,对于重要负荷可以从不同段引出两个回路,使重要负荷有两个电源供电,在这种情况下,当一段母线发生故障时,由于分段断路器在继电保护装置的作用下能自动将故障切除,因而保证了正常段母线不间断供电和不致使重要负荷停电。
缺点:
是当一段母线或母线隔离开关故障或检修时,该段母线上所有回路都要在检修期间长时间停电。
二次侧(60kV侧)采用双母三分段接线形式
正常运行时,只有一组母线工作,所有连接在工作母线上的隔离开关是接通的,另一组母线为备用母线,所有连接在备用母线上的母线隔离开关是断开的。
双母线中的任一组母线,都可以是工作母线或备用母线,工作母线和备用母线利用母线联络断路器连接起来,它平时是断开的。
1)轮流检修母线时,不中断装置的工作和向用户供电。
2)检修任一回路的母线隔离开关时,只需断开这一条回路。
3)工作母线发生故障时,装置能迅速的恢复正常工作。
4)任一回路运行中的断路器,如果拒绝动作或因故不允许操作时,可利用母线联络断路器来代替断开该回路。
在倒母线的操作过程中,使用隔离开关切换有负荷电流的电路,操作过程比较复杂,容易造成误操作。
其次是双母三分段接线平时只有一组母线工作,因此,当工作母线短路时仍要使整个配电装置短时停止工作,在检修任一回路的断路器时,此回路仍需要停电。
另外,增加了母线隔离开关的数目和有色金属的消耗量,并且使配电装置结构复杂,故经济性较差。
3.3.2.2第二种方案接线图
一次侧(220kV侧)采用双母线接线形式
二次侧(60kV侧)采用双母线带旁路接线形式
为了避免单母分段在母线或母线隔离开关故障或检修时,连接在该段母线上的回路都要在检修期间长时间停电,而发展成双母线这种接线,每一回路都通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组母线上,两组母线同时工作,并通过母线联络断路器并联运行。
双母线接线中,每个回路均通过一台断路器和两组隔离开关,连接到两组母线上,电源和出线可均匀地分布在两组母线上,由6~10kV配电装置;
35~60kV出线数超过8回,或连接电源较大、负荷较大时;
110~220kV出线数为2回及以上时,此接线有以下几个优点:
(1)可以轮流检修母线而不影响供电,只需将要检修的那组母线上所连接的电源和线路通过两组母线隔离开关的倒闸操作,全部切换到另一组母线上。
(2)检修任一母线的隔离开关时,只停该回路。
当某一回路的一组母线隔离开关发生故障时,只要将该隔离开关所在的回路和所连接的母线停电,就可以对该隔离开关进行检修,不影响其它回路。
(3)一组母线故障后,能迅速恢复该母线所连接回路的供电,即被切除回路可迅速恢复送电。
(4)运行高度灵活。
电源和线路可以任意分配在某一组母线上,能够灵活地适应系统中各种运行方式和潮流变化的要求。
(5)扩建方便。
双母线接线方式可以沿着预备的扩建端向左右扩建,而不影响两组母线的电源和负荷均匀分配,也不会引起原有回路的停电。
(6)便于实验。
在个别回路需单独进行实验时,可将该回路单独接至一组母线上。
单断路器的双母线接线也有自己的缺点:
(1)任一台断路器拒动,将造成与该断路器相连母线上其它回路的停电。
(2)一组母线检修时,全部电源及线路都集中在另一组母线上,若该母线再故障,将造成全停事故。
(3)母联断路器故障,将造成配电装置全停。
(4)当母线故障或检修时,隔离开关作为切换电器,容易发生误操作。
(5)在检修任一进出线回路的断路器时,将使该回路停电。
(6)增加了母线长度和使每回路增加了一组母线隔离开关,还使配电装置架构增加,占地面积增大,投资增多,
双母线带旁路母线的接线:
双母线可以带旁路母线,用旁路断路器代检修中的回路断路器工作,使该回路不停电,可以设专用旁路断路器,也可以用旁路断路器兼作母联断路器,或用母联断路器兼作旁路断路器。
当110kV出线在6回及以上、220kV出线在4回及上时,宜采用带专用旁路断路器的旁母线。
带有专用旁路断路器接线,多装了价高的断路器和隔离开关,增加了投资,然而这对接入旁路母线的线路回路数较多,且对供电可靠性有特殊需要的场合是十分必要的。
不采用专用旁路断路器的接线,虽然可以约建设投资,但是倒闸操作十分繁杂,而且对于无论是单母线分段接线或双母线接线方式,在检修期均处于单母线不分段运行状况,极大地降低了可靠性。
根据本变电所主要向工业区供电,此外一部分是城市公共负荷,其中60KV配电装置出线回数为12回,所以本变电所的接线必须十分可靠。
3.4主接线的确定
两种方案进行比较:
首先,一次侧两种接线形式的比较:
单母分段虽然较双母线减少母线长度和隔离开关的数量,而且占地面积也较小,但是单母分段接线当一段母线或母线隔离开关故障或检修时,都会使该段母线上所有回路在检修期间长时间的停电,而这对重要负荷的供电可靠性是不允许的。
双母线接线形式虽然占地面积较大,投资较高,但是其供电可靠性调度灵活性和扩建方便等优点却是对重要负荷和系统容量的变化是非常重要的。
所以通过以上的比较,最终确定一次侧(220kV侧)采用双母线接线形式。
其次,二次侧两种接线形式的比较:
双母三分段的接线增加了隔离开关和断路器的数量,对于正常运行或线路故障时的倒闸操作较为双母线接线复杂,其平时只有一组母线运行,所以当工作母线短路时,仍要使整个配电装置短时停止工作,扩大了停电时间。
双母线带旁路接线形式虽然占地面积较大,投资较高,但是其供电可靠性和扩建方便等优点却是对重要负荷和系统容量的变化是非常重要的。
而双母线带旁路接线不仅经济性要优于前者,而且在母线故障后,恢复供电的速度也高于前者,同时,双母线接线可靠性高,扩建方便,所以通过上述的比较,二次侧(60kV侧)最终选定双母线接线的接线形式。
最后,通过前面对一次侧(220kV侧)和二次侧(60kV侧)接线的经济性,可靠性,灵活性等各方面的综合比较,同时考虑本所的进线,出线的回数以及重要负荷的分布等因素,一次侧(220kV侧)采用双母线的接线形式,二次侧(60kV侧)采用双母线带旁路的接线形式。
本变电所电气主线图见附录
3.5设备的配置
3.5.1隔离开关的配置
(1)接在变压器引出线上或中性点上的避雷器可不装设隔离开关。
(2)接在母线上的避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关。
(3)断路器两侧均应配置隔离开关,以便检修断路器是隔离电流。
(4)中性点直接接地的普通形变压器均宜配置隔离开关。
3.5.2电压互感器的配置
(1)电压互感器的数量和配置与主接线有关,应满足测量、保护、同期和自动装置的要求。
(2)60~220kV电压等级的每组主接线的三相应装电压互感器
(3)当需监视和检测线路有无电压时,出线侧的一组上应装设电压互感器。
3.5.3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、保护和自动化的要求。
(2)在未装设断路器的发电机和变压器中性点,应装设电流互感器。
(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配置两相或三相。
3.5.4接地刀闸的配置
(1)为保证电器和母线的检修安全,35KV以上每段母线根据长度宜装设1-2组接地刀闸,两组接地刀闸间距适中,母线的接地刀闸宜装设在母线电压互感器的隔离开关上和母联开关上,也可装设于其它母线回路。
(2)63kV及以上的断路器两侧隔离开关和线路隔离开关的线路侧宜配接地刀闸,双母线接线两组母线隔离开关的断路器侧可共用一组接地刀闸。
(3)旁路母线一般装设一组接地刀闸,装设在旁路隔离开关的旁路母线侧。
(4)63kV及以上主变母线隔离开关的主变侧宜装设一组接地刀闸。
3.5.5避雷器的配置
(1)配电装置每组母线上,应装设避雷器,但进出线都装设避雷器的除外。
(2)220kV及以下变压器到避雷器的电气距离越过允许值时,应在变压器附近增设一组避雷器。
(3)下列情况下的变压器中性点应装设避雷器:
1)中性点直接接地系统中,变压器中性点分级绝缘且有隔离开关时。
2)不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。
3)110~220kV线路侧一般不装设避雷器。
4短路计算
4.1短路电流计算的目的
(1)电气主接线的选择。
(2)选择导体和电气设备,保证设备在正常运行情况下,都能正常工作,保证安全可靠,而且在发生短路时保证不损坏。
(3)选择断电保护装置和进行整定计算。
(4)确定中性点接地方式。
(5)验算接地装置的接触电压和跨步电压。
(6)确定分裂导线间隔棒的计算。
(7)计算软导线的短路摇摆。
4.2短路的基本类型
三相系统中短路的基本类型有:
三相短路、两相短路、单相短路和两相接地短路,其中三相短路是对称短路。
为了检验和选择电气设备和载流导体,以及为了继电保护的整定计算,常用下述短路电流值:
Ich:
短路电流的冲击值,即短路电流最大瞬时值。
I〞:
超瞬变或次暂态短路电流的有效值,即第一周期短路电流周期分量有效值。
I∞:
稳态短路电流有效值。
4.3短路电流计算
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