35kv变电所设计.docx
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35kv变电所设计
摘要:
随着电力行业的不断发展,人们对电力供应的要求越来越高,特别是供稳固
性、可靠性和持续性。
然而电网的稳固性、可靠性和持续性往往取决于变电所的合理设计和配置。
一个典型的变电站要求变电设备运行可靠、操作灵活、经济合理、扩建方便。
出于这几方面的考虑,本论文设计了一个35kV降压变电站,此变电站有两个电压等级,一个是35kV,个是10kV。
同时对于变电站内的主设备进行合理的选型。
本设计选择选择两台主变压器,其他设备如断路器,隔离开尖,电流互感器,电压互感器,无功补偿装置和继电保护装置等等也按照具体要求进行选型、设计和配置,力求做到运行可靠,操作简单、方便,经济合理,具有扩建的可能性和改变运行方式时的灵活性。
使其更加贴合实际,更具现实意义。
尖键词35kV变电所设计
引言
电能是发展国民经济的基础,是一种无形的、不能大量储存的二次能源。
电能的发、变、送、配和用电,几乎是在同一瞬间完成的,须随时保持功率平衡。
要满足国民经济发展的要求,电力工业必须超前发展,这是世界电力工业发展规律,因此,做好电力规划,加强电网建设,就尤为重要。
变电所作为变电站作为电力系统的重要组成部分,它直接影响整个电力系统的安全与经济运行,是联系发电厂和用户的中间环节,起着变换和分配电能的作用。
对其进行设计势在必行,合理的变电所不仅能充分地满足当地的供电需求,还能有效地减少投资和资源浪费。
本次设计根据一般变电所设计的步骤进行设计,包括负荷统计,主变选择,主接线选择,短路电流计算,设备选择和校验,继电保护,防雷措施等几大块。
并依据相矢规定和章程设计其中个个步骤,所以能满足一般变电所的需求。
由于时间仓促和自身知识的局限,导致在设计中难免有遗漏和错误之处,望读者予以批评指正。
1原始资料分析
一、设计规模
1、电压等级:
设计一座,高压侧35kv、低压侧10kv的降压变电所。
2>进出线回数:
高压侧35KV有两回线路,线路长度为30KMcos护=0.8,“oooh;低压侧电压为
10KV有8回出线,其中有4回出线是双回路供电,线路长度为12KM负荷为5MW,另
外4回出线是单回路供电,线路长度为10KM负荷为4MV,cos=o.8,Tmax=3000h。
二、系统资料
按系统远景接线计算到本所高压母线的最大短路容量为900MVA
三、其他说明
地形平坦无污染,环境温度9=38C,线路阻抗按0.4欧/KM计算。
待建变电所考虑
15%的负荷发展余地。
四、设计要求
1、确定主变。
2、确定一次主接线方案。
3、进行短路电流计算。
4、进行电气设备的选择。
5、进行导体的选择。
6、编写设计总说明书和计算说明书
7、设计图纸:
包括电气主接线图,电气总平面布置图。
2电气主接线设计
2.1主接线的设计原则和要求
发电厂和变电所的电气主接线是保证电网安全可靠、经济运行的尖键,是电气设备布置、选择、自动化水平和二次回路设计的原则和基础。
电气主接线的设计原则:
应根据发电厂和变电所所在电力系统的地位和作用。
首先应满足电力系统的可靠运行和经济调度的要求,根据规则容量,本期建设规模、输送电压等级、进出线回路数、供电负荷的重要性,保证供需平衡,电力系统线路容量、电气设备性能和周围环境及自动化规则与要求等条件确定,应满足可靠,性、灵活性和经济型的要求。
电气主接线的主要要求:
1、可靠性:
可靠性的客观衡量标准时运行实践主接线的可靠性是其组合元件(包括一次不分和二次部分)在运行中可靠性的综合,因此要考虑一次设备和二次部分的故障及其对供电的影响,衡量电气主接线运行可靠性的一般准则是:
(1)断路器检修时,是否影响供电、停电的范围和时间
(2)线路、断路器或母线故障以及母线检修时,停电出线回路数的多少和停电时间长短,能否保证对重要用户的不间断供电。
(3)发电厂、变电所全部停电的可能性。
、
2、灵活性:
投切发电机、变压器、线路断路器的操作要可靠方便,调度灵活,电气主接线的灵活性要求有以下几方面:
(1)调度灵活、操作方便,应能灵活地投切某些元件,调配电源和负荷能满足系统在事故、检修及特殊运行方式下的调整要求。
(2)检修安全,应能容易地从初期过渡到最终接线,并在扩建过渡时使一次和
二次设备等所需的改造最少。
3、控制、保护方式不过于复杂,以利于运行并节约二次设备和电缆投资,要适当限制经
济型:
通过优化比选,应尽力做到投资省、占地面积小、电能损耗少,在满足技术要求的前提下,要做到经济合理。
(1)投资省,电气主接线应简单清晰,以节省断路器、隔离开尖等一次设备投资,要使短路电流,一边选择价格合理的电气设备。
(2)占地面积小,电气主接线的设计要为配电装置的布置创造条件,以便节约地和节省架构、导线、绝缘小及安装费用,在运输调节许可的地方都应采用三相变压器。
(3)电能损耗少,经济合理的选择变压器的型式、容量和台数,避免因两次变压而增加投资。
2.2主接线的拟定
待设计变压所为一座35KV降压变电所,对外8回线路供电,用35KV架空线向
待设计的变电所供电,在最大运行方式下,待设计变电所高压母线上的短路功率为900MVA待设计变电所的高压部分为二进二出回路,为减少断路器数量及缩小占地面积,可采用内桥接线和外桥接线,变电所的低压部分为二进八出回路,同时考虑以后装设两组电容量要预留两个出线间隔,故10KV回路应至少设
有10回出线,其主接线可采用单母不分段接线,单母分段接线和单母分段带旁路接线,综上所述,该变电所的主接线形式初步拟定为6种,如下图2-1所示
11111111
11111UJ]
111111
tj}w
图2-1(b)方案二
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7T.1九
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图2-1(c)方案二
l±\IL-xilxlv
£XIAXI±XIV
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图(e)方案五
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图(f)方案六
11
III
111
2.3主接线的比较与选定
技术比较
1、内桥线路的特点:
(1)线路操作方便
(2)正常运行时变压器操作复杂
(3)桥回路故障或检修时全厂分列为两部分,使两个单元间失去联系
内桥接线试用于两回进线两回出线且线路较长,故障可能性较大和变压器不需要经常切换运行方式的发电厂和变电站中。
2、外桥接线的特点:
(1)变压器操作方便
(2)线路投入与切除时,操作复杂
(3)桥回路故障或检修时全厂分列为两部分,使两个单元之间失去联系。
外桥接线适用于两回进线两回出线且线路较短故障可能性小和变压器需要
经常切换,且线路有穿越功率通过的发电厂和变电站中。
待设变电所35KV回路
进线为30KM进线较长,且没有穿越功率通过,正常运行时两台变压器不需要经常切换,经比较,内桥接线的线路投入与切除操作方便,故以上6种设计方案中,方案一、方案二和方案三为优。
3、单母线不分段接线的特点:
接线简单、清晰、设备少、操作方便、投资少、便于扩建,但其不够灵活可靠,接到母线上任一元件故障时,均使整个配电装置停电。
4、单母线分段接线的特点:
单母线分段接线也比较简单、清晰,当母线发生故障时,仅故障母线段停止工作,另一段母线仍继续工作,两段母线可看成是两个独立的电源,挺高了供电可靠性,可对重要用户供电,当一段母线故障或检修时,必须断开接在该段母线上的所有支路,使之停止工作,任一支断路器检修时,该支路必须停止工作。
5、单母线分段带旁路接线的特点:
在母线引出各元件的断路器,保护装置需停电检修时,通过旁路木母线由旁路断路器及其保护代替,而引出元件可不停电,加旁路母线虽然解决了断路器和保护装置检修不停电的问题,提高了供电的可靠性,但也带来了一些负面影响。
a)旁路母线、旁路断路器及在各回路的旁路隔离开尖,增加了配电装置的设备,增加了占地,也增加了工程投资。
b)旁路断路器代替各回路断路器的倒闸操作复杂,容易产生误操作,酿成事故。
c)保护及二次回路接线复杂。
d)用旁路代替个回路断路器的倒闸操作,需要人来完成,因此带旁路母线的界限不利于实现变电所的无人值班。
方案一种采用单母线不分段接线,虽然简单灵活,但其可靠性不高,当接到母线上任一元件公章时,均使整个配电装置停电。
方案二与方案三中采用单母线分段接线的两段母线可看成是两个独立的电源,提高了供电的可靠性。
方案二与方案三的可靠性都较高,加设旁路母线的方案三可使出现线路上断路器故障或检修时,通过旁路母线使用电不用中断,相比之下,方案三的供电可靠性要比方案二高,但由于加设旁路母线也带来了倒闸操作复杂等负面影响,即方案三灵活性要低于方案二,为最终确定带设变电所的主接线方式,下面对方案二与方案三进行经济比较。
2.4经济比较
1、综合投资比较
a
Z二Z7)
该变电所为35KV等级,故不明显的附加费用比例系数a取100
Z=2Z°②
式中Z。
包括变压器、开尖设备。
配电装置等设备的费用,由式子②可知,综合投资与Z。
成正比。
方案三语方案二相比,方案三多设了一条10KV母线,1台旁路母联断路器及隔
离开尖。
即方案三中的Z。
大于方案二中的Z。
。
故方案二的综合投资Z小于方案三的综合投资乙
2、年运行费用U的比较
U二UzUA
式中Uz为折旧费,UA为损耗费
Uz二CZ
式中c为折旧维护检修费,对主变及配电装置可取8%-10%对水泥杆线路可取5%对铁塔线路可取4%故Uz与Z成正比。
式中〉为电能电价(常数)。
双绕组主变的年电能损耗
S
二n[:
P°t•仇(丄)2]
Se
该变电所采用2台主变,故n=2
式中・:
P。
为主变压器的空载损耗和短路损耗
t为变压器年运行小时数
Se为变压器的额定容量,Sm为变压器持续最大负荷
•为最大负荷年损耗小时数,决定于最大负荷年利用小时数T与平均功率因数
COS
由于方案二与方案三都选用同样两台型号相同的主变,故主变的年电能损耗相
同。
架空输电线路的年电能损耗。
二PmLK
式中Pm为通过线路的最大持续功率,L为线路长度,K为线路有功损耗系数。
方案二与方案三中都从距变电所36畑的系统变电所用35KV双回架空线路向带设变电所供电。
故其Pm、L、K相同,即架空输电线路的年电能损耗相同。
由于U=Uz+UA,当损耗费用相同时,Uz大的年运行费高,故方案二与方案三相比,方案二的经济性较优。
而且近年来,系统的发展,电力系统接线的可靠T生有了较大提高,220KV以下电网建设的目标是逐步实现或N・2的配置,这样有计划地进行设备检修,不会对用户的供电产生影响,不需要通过旁路断路器来代替检修断路器;由于设备制造水平的提高,高质量的断路器不断出现,例如现在广泛采用的SF6断路器,真空断路器,运行可靠性大幅度提高,使旁路母线的使用几率也在逐年下降;由于现今的变电站都有向无人值班方式设计趋势,旁路母
线给无人值班带来不便,故新建工程中基本上不再采用带旁路母线的接线方式,所以经综合分析比较后,最终确定方案二为该变电所的电气主接线方式,即35KV
高压部分采用内桥接线,10KV低压部分采用单母分段接线方式。
如下图22示:
图
3主变压器的选择
3.1规程中的有尖变电所主变压器选择的规定
1•主变容量和台数的选择,应根据《电力系统设计技术规程》SDJ161-85
有尖规定和审批的电力规划设计决定进行。
凡有两台及以上主变的变电所,其中
一台事故停运后,其余主变的容量应保证供应该所全部负荷的70%,在计及过负
荷能力后的允许时间内,应保证用户的一级和二级负荷。
若变电所所有其他能源可保证在主变停运后用户的一级负荷,则可装设一台主变压器。
2•与电力系统连接的220~330kV变压器,若不受运输条件限制,应选用三相变压器。
3•根据电力负荷的发展及潮流的变化,结合系统短路电流、系统稳定、系
统继电保护、对通信线路的影响、调压和设备制造等条件允许时,应采用自耦变
4•在220~330kV具有三种电压的变电所中,若通过主变各侧绕组的功率均达到该变压器额定容量的15%以上,或者第三绕组需要装设无功补偿设备时,均宜采用三绕组变压器。
SDJ161的有矢
5主变调压方式的选择,应符合《电力系统设计技术规程》
规定。
3.2主变台数的确定
为保证供电的可靠T生,避免一台变压器故障或检修时,影响对用户的供电,变电所一
般应装设两台主变压器。
3.3变电所主变压器容量的确定原则
(1)按变电所建成后5〜10年的规划负荷选择,并适当考虑10〜20年的负荷发展。
(2)对重要变电所,应考虑一台主要变压器停运后,其余变压器在计算过负荷
能力及允许时间内,满足I、U类负荷的供电;对一般性变电所,一台主变压器停运后,其
余变压器应能满足全部供电负荷的70%〜80%
3.4待设计变电所主变压器容量的计算和确定
变电所主变的容量是由供电负荷(综合最大负荷)决定的。
*P=549*0.15=10.35(MW)
*0=10.35*0.75=7.76(MW)
22*22
S・:
•PXQ=10.35・7.76=12.9375(MVA)
每台变压器的容量按计算负荷的80%选择c
St=80%*S=12.937580%=10.35(MVA
经查表选择变压器的型号为S9-12500/35,即额定容量为12500KVA,因为
蛍12.5
S12.9375
100%=96.6%>80%
即选择变压器的容量满足要求
3.5主变压器绕组数的确定
国内电力系统中采用的变压器按其绕组数分有双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等变压器,待设计变电所有35KV10KV两个电压等级且是一座降压变电所,宜选用双绕组普通式变压器。
3.6主变压器相数的确定
在330KV及以下电力系统中,一般都应选用三相变压器。
因为单相变压器组相对来说投资大、占地多、运行规模也较大,同时配电装置结构复杂,也增加了维修工作量,待设计变电所谓35KV降压变电所,在满足供电可靠14的前提下,为减少投资,故选用三相变压器。
3.7主变压器调压方式的确定
为了确保变电所供电量,电压必须维持在允许范围内,通过变压器的分接头开尖切
换,改变变压器高压侧绕组匝数,从而改变其变比,实现电压调整。
切换方式有两种:
不带电切换,称为无励磁调压,调整范围通常在_22.5%以内;
另一种是带负荷切换,称为有载调压,调整范围可达30%但其结构较复杂,价格较贵,我们选用无励磁调压方式。
3.8主变压器绕组连接组别的确定
变压器的连接组别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星形和三角形两种,因此对于三相双绕组变压器的高
压侧,110KV及以上电压等级,三相绕组都采用“YN连接,35KV及以下采用“Y”连接;对于三相双绕组变压器的低压侧,三相绕组采用“出连接,若低电压侧
电压等级为380/220V,贝U三相绕组采用“yrT连接,在变电所中,为了限制三次谐波,我们选用“丫nd1T常规连接的变压器连接组别。
3.9主变压器冷却方式的选择
电力变压器的冷却方式,随其型号和容量不同而异,一般有以下几种类型:
(1)自然风冷却:
一般适用于7500KVR一下小容量变压器,为使热量散发到空气
中,装有片状或管型辐射式冷却器,以增大油箱冷却面积。
(2)强迫油循环水冷却:
对于大容量变压器,单方面加强表面冷却还打不到预
期的冷却效果。
故采用潜油泵强迫油循环,让水对油管道进行冷却,把变压器中热量带走。
在水源充足的条件下,采用这种冷却方式极为有利散热效率高、节省材料、减少变压器本体尺寸,但要一套水冷却系统和有尖附件且对冷却器的密封
性能要求较高。
即使只有极微量的水渗入油中,也会严重地影响油的绝缘性能。
故油压应高于水压0.1〜0.15Mpa,以免水渗
入油中。
(3)强迫空气冷却:
又简称风冷式。
容量大于等于8000KVA勺变压器,在绝缘允许
的油箱尺寸下,即使有辐射器的散热装置仍达不到要求时,常采用人
工风冷。
在辐射器管间加装数台电动风扇,用风吹冷却器,使油迅速冷却,加速热量散出,风扇的启停可以自动控制,亦可人工操作。
(4)强迫油循环导向风冷却:
近年来大型变压器都采用这种冷却方式。
它是利
用潜油泵将冷油压入线圈之间、线饼之间和铁芯的油管中,使铁芯和绕组中的热量直接由具有一定流速的油带走,二变压器上层热油用潜油泵抽出,经过水冷却器冷却后,再由潜油泵注入变压器油箱底部,构成变压器的油循环。
(5)强迫油循环风冷却:
其原理与强迫油循环水冷相同。
(6)水内冷变压器:
变压器绕组用空心导体制成,在运行中将纯水注入空心绕组中,借助水的不断循环将变压器中热量带走,但水系统比较复杂且变压器价格比较
高。
待设计变电所主变的容量为12500KVA为使主变的冷却方式既能达到预
期的冷却效果,有简单、经济,我们选用强迫空气冷却,简称风冷却。
综上得该变电所的主变型号及相尖参数如下表所示
变压器型号
额定容量
(KVA
额定电压(KV
连
接组
损耗(KW
阻抗电
压(%)
空载电
流(%)
咼丿土
低压
空载
负载
标号
电动力稳定性和热稳定性,而电气设备的电动力稳定性和热稳定性的效验是以短路电流计算结果为依据的。
(2)继电保护的配置和整定。
系统中影配置哪些继电保护以及继电保护装置的参数整定,都必须对电力系统各种短路故障进行计算和分析,而且不仅要计算短路点的短路电流,还要计算短路电流在网络各支路中的分布,并要作多种运行方式的短路计算。
(3)电气主接线方案的比较和选择。
在发电厂和变电所的主接线设计中,往往遇到这样的情况:
有的接线方案由于短路电流太大以致要选用贵重的电气设备,使该方案的投资太高而不合理,但如果适当改变接线或采取限制短路电流的措施就可能得到即可靠又经济的方案,因此,在比较和评价方案时,短路电流计算是必不可少的内容。
(4)通信干扰。
在设计110KV及以上电压等级的架空输电线时,要计算短路电流,以确定电力线对临近架设的通信线是否存在危险及干扰影响。
(5)确定分裂导线间隔棒的间距。
在500KV配电装置中,普遍采用分裂导线做软导线。
当发生短路故障时,分裂导线在巨大的短路电流作用下,同相次导线间的电磁力很大,使导线产生很大的张力和偏移,在严重情况下,该张力值可达故障前初始张力的几倍甚至几十倍,对导线、绝缘子、架构等的受力影响很大。
因此,为了合理的限制架构受力,工程上要按最大可能出现的短路电流确定分裂导线间隔的安装距离。
(6)短路电流计算还有很多其他目的,如确定中性点的接地方式,验算接地装置的接触电压和跨步电压,计算软导线的短路摇摆,输电线路分裂导线间隔棒所承受的向心压力等。
4.3短路电流计算的方法和条件
4.3.1短路电流I十算方,去电力系统供电的工业企业内部发生短路时,由于工业企业内所装置的元件,其容量比较小,而其阻抗较系统阻抗大得多,当这些元件遇到短路情况时,系统母线上的电压变动很小,可以认为电压维持不变,即系统容量为无穷大。
所谓无限容量系统是指容量为无限大的电力系统,在该系统中,当发生短路时,母线电业维持不变,短路电流的周期分量不衰减。
在这里进行短路电流计算方法,以无穷大容量电力系统供电作为前提计算的,其步骤如下:
1对各等值网络进行化简,求出计算电抗;
2求出短路电流的标么值;
3归算到各电压等级求出有名值。
4.3.2短路电流计算条件
1短路电流实用计算中,采用以下假设条件和原则:
(1)正常工作时,三相系统对称运行;
(2)所有电源的电动势相位角相同;
(3)系统中的同步和异步电机均为理想电机,不考虑电机磁饱和、磁滞、涡流及导体集肤效应等影响,转子结构完全对称,定子三相绕组空间位置相差120度电气角度;
(4)电力系统中的各元件的磁路不饱和,即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小发生变化;
(5)电力系统中所有电源都在额定负荷下运行,其中50%负荷接在高压母线上,50%负荷接在系统侧;
(6)同步电机都具有自动调整励磁装置(包括强行励磁);
(7)短路发生在短路电流为最大值的瞬间;
(8)不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流;
(9)除计算短路电流的衰减时间常数和彳氐压网络的短路电流外,元件的都略去不计;
(10)元件的计算参数均取为额定值,不考虑参数的误差和调整范围;
(11)输电线路的电容略去不计;
(12)用概率统计法制定短路电流运算曲线。
2接线方式
计算短路电流时所用的接线方式,应是可能发生最大短路电流的正常接线方式,而不能用仅在切换过程中可能并联运行的接线方式。
3计算容量
应按本工程设计的规划容量计算,并考虑电力系统的远景发展规划。
4短路点的种类
一般按三相短路计算,若发电机的两相短路时,中性点有接地系统的以及自耦变压器的回路中发生单相(或两相)接地短路较三相短路情况严重时,则应按严重情况的时候进行计算。
4.3.3短路点位置的选择
短路电流的计算,为选择电气设备提供依据,使所选的电气设备能在各种情况下正常
运行,因此短路点的选择应考虑到电器可能通过的最大短路电流。
为了
保证选择的合理性和经济性,不考虑极其稀有的运行方式。
取最严重的短路情况分别在
10kV侧的母线和35kV侧的母线上发生短路情况(点a和点b发生短路)。
则选择这两处
做短路计算。
4.4短路电流的计算
4.4.110kV侧短路电流的计算
图中a点短路,由于A,B系统短路容量都很大,可以近似都看作为无穷大系统电源系统。
取Sj=100MW‘Uji=37kV‘Uj2=10.5kV。
由公式
(6-1)
求的lji=1.56kA,lj2=5.50kA。
线路等效图如下图所示:
10kV侧短路等效图
线路1
0.4*30*100/37^=0.8766
线路2X2刘虽==0.4*30*100/372=0.8766
变压器
u%s
——==0.08*100/12.5=0.64
取E仁E2=1简化后等效电路图如下图所示:
X12?
Xt/
<9vv\—w.———
10kV侧短路等效简化图
100S变
X12=X,//X2=0.8766//0.8766=0.4383
>X=X12+0.5*Xt=0.4383+0.5*0.64=0.7583
三相短路电流周期分量有效值:
(3)影
I=・=5.50/0.7583=7.2531kA
■‘X
三相短路冲击电流最大值:
ish=2.55*IK?
=2.55*7.2531
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