【《110kV园区变电站设计》10000字（论文）】.docx

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1、UOkV园区变电站设计1 .绪论11.1 园区变电站本期工程以及远期规划11.1.1 本期建设11.1.2 远期建设11.2 园区变电站接入系统方式1121接入系统方案1122变电站设计技术方案22 .短路电流整定32.1 主变压器32.2 短路电流计算32.3 无功补偿及调压计算32.4 中性点接地方式选择63 .电气设备83.1 要求83.2 11OkV设备型号参数83.3 35kV设备型号参数83.4 IokV设备型号参数83.5 IOkV并联电容器成套装置93.6 导体选择94 .电气设备绝缘水平114.1 IlokV电气设备绝缘水平114.1.1 基本要求114.1.2 11OkV电

2、气设备绝缘水平114.2 35kV电气设备绝缘水平Il4.3 IOkV电气设备的绝缘配合125 .站用变压器选择135.1 变电站站用变压器选择136 .防雷接地146.1 防雷146.2 接地14参考文献161.绪论1.1 园区变电站本期工程以及远期规划1.1.l本期建设1）电压等级：110kV35kVIOkV。2）主变压器：建设1台三相三绕组（1103510kV）,主变压器变比为1108X1.25%38.522.5%10.5kVo3）各电压等级连接方式：11OkV侧出线与22OkV稻香变进行双回出线连接，采用单母线分段的接线方式，中间母联开关进行连接。35kV出线采用单坦线接线方式与相同电

3、压等级的变电站进行连接，在出现变电站35kV母线故障，需要倒负荷时，可以通过35kV出线与其他相同电压等级的变电站进行负荷连接，满足负荷的转移，能够保证可持续供电的相关可靠性。IOkV出线采用单母线接线方式，将电源持续输送到各个工厂开闭所。1.1.2远期建设1）电压等级：110kV35kVIOkV。2）主变压器：扩建1台三相三绕组（1103510kV）o3）各电压等级连接方式：IlOkV侧出线与22OkV金桥变迸行双回出线连接，在单母线分段的两侧母线上进行连接。35kV母线扩建一条，两条单母线通过母联开关进行单母线分段连接，更大程度上保证了可持续供电的相关可靠性。IokV出线扩建,母线也进行扩

4、建，采用单母线分段的接线方式，在线路合环操作过程中，能够操作更加便捷，电源供应更加稳定可靠。考虑到后期建设，所以在一期工程建设初期，就应该充分考虑到后期扩建过程中要注意的地方，提前预留出合适的待用间隔，35kV和IOkV电压等级都进行了母线的扩充，更大程度上满足了电力不间断供应，为电力用户提供了更加优质的用电环境，同时调度员在操作过程中也会更加便捷，大大加快了操作速度，出现单条母线故障，可以及时通过母线分段开关，及时隔离故障点，最大程度上恢复未故障线路。在倒方式操作过程中也更加简单，操作起来更加便捷。1.2 园区变电站接入系统方式1.2.1 接入系统方案根据系统规划，结合新建110千伏园区变电

5、站所选站址方案，园区变电站接入系统如下：园区变电站一期建设通过两回出线接入系统，接于220kV稻香变电站，采用规格为2XJ1./GIA-240/30导线新建线路，新建线路长度18.3kM,线路同塔双回路架设部分路径长12.5km,单回路架设部分长3.6kmo同塔双回线路节约了建设成本，经济型较高，但是在单回路计划检修过程，需要停电，就会造成另外一条母线陪停，所以后期变电站扩建过程中会增加另外两条IlokV母线，接入220kV金桥变电站，避免在计划检修过程中不会造成陪停引起变电站两条线路全停，单母线分段接线方式在当下电网设计运行过程中，运用的较为广泛，接线简单，同时可以通过母线分段开关，及时掌握

6、方式形式，是两台主变合环运行还是并列，在变电站倒方式的时候，可以更换电源点,避免母线进线检修造成变电站停电,或者出现低电压等级的线路进行反带,增加了变电站的可靠性，所以变电站后期扩建工程作用较高。122变电站设计技术方案HOkV配电装置采用HGIS与户外AIS布置，变压器选用户外有载调压变压器，35kV和IOkV配电装置选用金属铠装移开式开关柜。HGlS设备将原有的断路器、隔离开关、接地刀闸、电流互感器等等一系列高压电气设备整装到一个密闭的环境中，壳体之内，充满了六氟化硫气体，可以起到散热，避免出现散热不均匀，对电气设备进行损坏。同时解决了电气设备暴露于敞开式环境中出现的瓷瓶断裂、操作失灵、导

7、电回路过热、出现风吹雨淋造成设备腐蚀等情况。同时与GlS设备相比较，减少了封闭式母线，降低了费用，降低了造价成本。35kV和IOkV配电装置采用安置在户内的模式，既节约了场地面积，同时电气设备免受恶略环境的影响，延长电气设备使用寿命。HOkV采用户外HGIS布置与户外AIS布置方式；35kV采用户内移开式开关柜单列布置；IokV采用户内移开式开关柜双列布置。经过分析比较该种布置方式能够更大程度上节省占地面积，同时也会给园区变电站新建2条同塔双回线路至220kV稻香变电站，220k稻香变电站侧本期每回线路配置1套线路距离零序保护装置，包含完整的三段相间和接地距离及四段零序方向保护，并具有三相一次

8、重合闸功能。保证在园区变电站出现故障时，能够第一时间断开线路，降低变电站线路故障风险，避免对相连变电站以及相关线路造成大面积停电事故。IIOkV园区变电站侧为负荷侧，本期均不配置保护装置。线路保护采用保护测控集成装置，直接采样、直接跳闸。园区变电站继电保护装置及自动装置全部采用数字式微机产品，并具有遥控、遥测、遥信、遥调等远方管理功能。通信采用1套地网STM-4光传输设备作为主要通信手段。采用智能一体化监控系统，实现全站信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，实现全站信息数字化、通讯平台网络化、信息共享标准化。主变保护采用主后合一双套配置的微机保护。继电保护装置集中布置在III型预制

9、舱。2.短路电流整定2.1 主变压器一期工程主变压器选择容量比为50/50/50MVA,型号为SSZlO-50000/100的三相三绕组有载调压自冷变压器，三相电压等级的电压比为1108xl.25%38.52x2.5%10.5kV,采用YN,yn,dll的接线方式，三侧的阻抗电压为Uk1-2%=10.5%,Ukl-3%=17.5%,Uk2-3%=6.5%o2.2 短路电流计算通过计算园区变电站在2021年建成初期投入运行的有关电压母线的短路电流和归算阻抗，以及在五年后的2026年运行过程中的有关电压母线的短路电流和归算阻抗：在变电站实际运行过程中，会出现在线短路电流分析，是根据实时电网运行工况

10、和网络拓扑结构的相关信息，计算各个电压等级母线发生三相短路或者出现单相短路后，流过故障点的短路电流，然后与各侧相近断路器的遮断容量进行比较，校核高压电气设备的遮断容量能否满足不同运行方式下的要求，并已为根据，研究制定相关限制短路电流水平的措施。短路电流通过灵敏度进行分析比较，制定出限流的辅助决策，计算出再出现较多个超标点灵敏水平的时候，此策略是否能够应对，并且按照各自灵敏度对限流策略进行相应排序，并且对策略的短路电流进行校核，现在主要运用比较广泛的是节点阻抗矩阵方式。并且这种方法已经作为了在线计算短路电流的一种效果较为明显的辅助决策。产业集聚区IlOkV及以上电网采用本报告规划方案。电网运行方

11、式采用大负荷，系统大开机的方式运行，220kV及以上电网故障类型为三相、单相短路，UOkV及以下电网故障类型通常为三相短路故障类型，通过检验产业集聚区供电区UOkV母线短路电流时，选择可能导致该变电站IIOkV母线短路电流最大的IIOkV电网局部合环方式，计算相关电压等级的短路电流，以此来判断出相关的短路电流的计算数值。在后期变电站设备选型以及继电保护和自动装置的设备参数，能够由此参考。选择出合适的高压电气设备型号。X*=1(X3*+X4*+X5*)乙2二；(0.04+0.36+0.323)=0.0351标幺值：w*=-=5=21.15WXy*0.0351有效值：=/*4=w*急=2115x=

12、908(2-1)(2-2)(2-3)不计衰减的周期分量的最大有效值:*=Jl+2(I)?Ztr=Jl+2(1.8-1)29.08=12.89心(2-4)冲击电流：ish=拒Kc/,=拒X1.8X9.08=21.61(2-5)表0-1短路电流计算结果一览表母线名称投运年（2021年）远景年（2026年）三相短路单相短路三相短路单相短路短路容量短路电流短路容量短路电流短路容量短路电流短路容量短路电流IlOkV18169.0817618.818169.0819229.635kV3775.926249.81IOkV24613.5843423.92.3 无功补偿及调压计算电网中无功补偿应按分层分区和就地

13、平衡的原则制定相应的调压措施配置整定原则。电力系统的电压和频率一样需要调整，如果电压出现偏差过大，就会造成工业生产产品的质量不高，会出现因为电压过低，机器难以启动，电压过高，损坏设备，甚至会引起系统性的电压崩溃，造成大面积停电。影响电力系统电压的主要原因有：因为生产生活或者天气的影响造成负荷大幅度变化，造成未及时调整电压，无功补偿容量变化，系统运行方式出现变化引起功率分布和网络阻抗的变化，电网发电能力不足，缺少无功功率，受冲击性负荷或不平衡负荷影响。无功补偿按电力系统无功补偿配置技术原则进行整定配置,补偿容量原则上不低于主变容量的15%,配置容量及组数在无功偿及调压计算中校核。逆调压方式当中舒

14、点，供电至各负荷点的线路较长，且各点负荷的变动较大，变化规律也大致相同时在大负荷时采用提高中枢点电压以抵偿线路上音最大负荷时增大的电压损耗。而在小负荷时，则将中枢点电压降低为防止，因负荷减小而使负荷点的电压过高，这种中枢点的调压方式称为逆调压方式一般采用逆调压方式时高峰负荷时可揩中枢点电压升线路额定电压的1.05倍。低谷负荷时揩其下降为线路额定电压。在最大负荷时允许中枢点电压略低一点，但不得低于线路，额定电压的1.25倍。最小负荷时允许中枢点电压略高一些但不得高于额定电压的1.075倍，一般当负荷变动较小，线路电压损耗小，或用户处于允许电压偏移较大的农业电网时才可采取顺调压方式，另外，当无功调

15、整手段不足不得已情况下也可采用这种方式但一般应避免采用。当负荷变动较小，线路上的电压损耗也较小，只要把中枢点的电压保持在较线路，额定电压高1.02-1.05倍左右时。既不必随负荷变化来调整中枢点的电压则可保证负荷点的电压质量。D调压计算条件：a）计算水平年：分别选取HOkV园区变电站工程投运年2021年及2026年为计算水平年。按照分层分区的原则，园区变电站所带负荷功率因数按0.95计算。b）根据IIOkV园区变电站远景规划，投运年（2021年）园区变电站1台主变运行，最大负荷32MW,小负荷18MW;远期夏季大负荷园区变电站两台主变，负荷按80MW计算。2.4 #1主变短路电压百分数为Ul-2=10.5%Ul-3=17.5%,U2-3=6.5%,额定电压初选为11081.25%38.522.5%10.5kVo2）运行方式选取2021年和2026年作为水平年进行调压计算。按照以下两种典型方式计算：方式一：夏季低电压一变电站大负荷方式二：冬季高电压一变电站小负荷3）初值选择a）主变额定电压设定根据园区变电站