110KV变电站设计方案优化剖析
摘要：现阶段，110kv变电站设计需求量不断增加，如何在这样的情况下，实现设计方案的不断优化，是目前变电站设计工作者不断思考的问题。文章从这个角度出发，积极探析110kv变电站设计方案优化之道。
关键词：110kv变电站 设计方案 方案优化
随着社会经济的不断发展，110kv电压等级网架不断完善，建设规模也越来越大，以传统设计方式和观念去进行，显然难以满足现阶段的需求。因此，有必要积极以创新思维，创新方法，去实现110kv变电站设计方案的优化升级，以保证其发挥出最大的功效。
一，110kv变电站设计方案优化的必要性
其一，110kv变电站设计方案的优化，有利于更好的实现电力转换和运输，是实现供电质量和效益提高的关键所在；其二，110kv变电站设计方案的优化，有利于实现电力生产效益的提高，是促进电力行业可持续发展的不竭动力；其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于保证供电的稳定性和安全性，是提高居民生活质量和水平的重要举措；其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于改善和调整传统设计思路和方式，是促进变电站设计事业发展的有效途径。
二，现阶段110kv变电站设计方案优化的切入点
110kv变电站设计方案优化，牵涉内容众多，影响因素多样化，因此，在110kv变电站设计方案优化的过程中，我们可以从多个角度出发。具体来讲，其主要涉及到以下几个环节：
2.1 110kv变电站设计方案优化原则
在110kv变电站设计方案优化的过程中，做到实事求是，就是在依照国家变电站设计规范的基础上，总结和归纳区域实际情况，有针对性的做好方案优化设计。一般情况下，对于农村地区，应该积极扩大桥接线，采用GIS极速，实现总平面的布置和安排；对于偏远地区来讲，应该积极简化出线和走廊方向，为后期架空出线做准备，并且将开关空间布置成为L型；对于小型城市来讲，应该积极此采用全户内布置，考虑噪音和外观因素的同时，使用GIS技术。
2.2 110变电站设计方案优化切入点
其一，做好电压互感器的优化。在此方面，传统做法倾向于将电压互感器设置在电源侧面，而变电站多数情况下是终端变，内桥居多，此时在桥两侧经过隔离开关设置电压互感器，对于实现电压互感器的保护，计量，测量和电源自投都有着很大帮助。这种以扩大内桥接线的方式，是一种比较理想的改进方式。其二，10kv无功补偿容量的优化。依照国家相关规定，此方面的容量应该是主容量的15%，在此基础上设置相应的补偿装置，保证控制效益。在污染严重的情况下，常常刚出现无功缺损的情况，就需要积极采取措施对于无功补偿容量进行优化，往往可以取得理想的效果。具体来讲，就是要改变每台电容器的容量。其三，变压器容量的优化。同样依照国家相关设计标准规范，变压器容量应该控制在80kva的范围，实际上在综合考量地变和所用变的基础上，可以将其界定为50kva。以全户内布置的城市变电站为例，在集控中心安装的基础上，应该使用10kv外接电源进行连接。其四，变压器室散热通风的优化。对于全户内置城市变电站来讲，应该做好变压器空间的散热通风工作，保证依据本地气候特点和变压器运作规律，处理好两者之间的关系，使得其处于良好的工作环境下。其五，GIS室内行车的优化。在110kv变电站设计方案优化过程中，传统做法是不会在GIS室内设置行车的，这给与施工安装和检修维护工作造成了极大的不便，因此，应该积极改善和调整，设置相应的行车，以实现GIS安装质量的提高。
三，促进110kv变电站设计方案优化的策略
要想保证110kv变电站设计方案的不断优化，仅仅从上述技术层面去进行调整和改善是远远不够，还需要从更多的视角上去促进110kv变电所设计方案优化。具体来讲，其主要涉及到以下几个方面的内容：
3.1注重110kv变电站设计人才的培养
随着经济社会的不断发展，110kv变电站设计工作任务量将不断增加，工作技术含量也不断提高，需要大量的专业化设计人才参与到设计工程中去。因此，我们应该高度重视110kv变电站设计人才的培养。具体来讲：首先，积极开展电力行业职业技术培训，将其纳入到我国教育体系中去，设置变电站设计专业，为电力行业的发展提供健全的人力资源支撑；其次，严格审查从业人员的资质，以资格证书管理的方式去做好入职人员的选拔和招聘，使得变电站设计人才素质得以保证；再者，积极组织开展变电站设计培训工作，实现在职设计人员综合素质的不断提高，以保证设计人员能够满足现代变电站设计的各种需求；最后，积极将110kv变电站设计工作效果纳入到员工绩效考核中去，以此去激发设计人员工作的积极性。
3.2积极建立健全变电站设计方案审查体系
首先，积极组件专家学者，以及变电站设计经验者，形成专业化的变电站设计方案审查小组，对于各个110kv变电站设计方案的经济性，合理性，科学性，可操作性进行审查，避免变电站设计方案出现过多的问题和缺陷；其二，制定完善的审查程序，以岗位责任制度的完善，做好变电站设计方案审查制度建设，使得各项审查工作都有理有据；其三，强化对于110kv变电站设计过程的监督和管理，其不仅仅需要满足客户的用电安全和稳定需求，还需要综合考虑各个建筑工程的经济效益，找到处理好这两者之间关系的平衡点；其四，不断形成有权威的行业共识，做好变电站设计方案的审查工作，对于出现审查失职的行为，进行严惩，以营造良好的变电站方案审查氛围。
3.3加大变电站设计方案优化的投入支出
优化变电站设计方案，不仅仅是思维观念的转变，还需要积极投入大量的资金。因为在变电站设计方案优化的过程中，势必会出现设备更新，技术培训，人才激励方面的调整和改善。而这些环节都需要消耗一定的资本。对此，企业应该积极做好以下几方面工作：其一，加大变电站方案设计优化投入，给予其人力物力财力方面的资金支持；其二，建立有效的优化方案绩效考核制度，实现对于资金的管理和控制。
四，结束语
综上所述，110kv变电站设计方案优化不是一朝一夕就能够完成的，这不仅仅需要企业的预算支持，教育宣传，培训活动，还需要设计人员的刻苦努力，职业精神，创新能力，才能够保证其方案更加合理，更加科学，更加高效。
参考文献
[1] 李煜平. 110kv象湖新城电网的规划与设计[D]. 南昌大学 2007
[2] 杨艳玲. 10kV及以下供配电CAD系统的设计研究[D]. 湖南大学 2008
[3] 任旭晖. 110kV GIS变电所的设计与研究[D]. 大庆石油学院 2008
[4] 王献春. 电力互感器综合特性测试仪的研制开发[D]. 华北电力大学（河北） 2007
作者：王亚恒 孙会
摘 要：现阶段，110kv变电站设计需求量不断增加，如何在这样的情况下，实现设计方案的不断优化，是目前变电站设计工作者不断思考的问题。文章从这个角度出发，积极探析110kv变电站设计方案优化之道。
关键词：110kv变电站；设计方案；方案优化
随着社会经济的不断发展，110kv电压等级网架不断完善，建设规模也越来越大，以传统设计方式和观念去进行，显然难以满足现阶段的需求。因此，有必要积极以创新思维，创新方法，去实现110kv变电站设计方案的优化升级，以保证其发挥出最大的功效。
一、110kv变电站设计方案优化的必要性
其一，110kv变电站设计方案的优化，有利于更好的实现电力转换和运输，是实现供电质量和效益提高的关键所在；
其二，110kv变电站设计方案的优化，有利于实现电力生产效益的提高，是促进电力行业可持续发展的不竭动力；
其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于保证供电的稳定性和安全性，是提高居民生活质量和水平的重要举措；
其四，110kv变电站设计方案的优化，有利于改善和调整传统设计思路和方式，是促进变电站设计事业发展的有效途径。
二、现阶段110kv变电站设计方案优化的切入点
110kv变电站设计方案优化，牵涉内容众多，影响因素多样化，因此，在110kv变电站设计方案优化的过程中，我们可以从多个角度出发。具体来讲，其主要涉及到以下几个环节：
（一）110kv变电站设计方案优化原则
在110kv变电站设计方案优化的过程中，做到实事求是，就是在依照国家变电站设计规范的基础上，总结和归納区域实际情况，有针对性的做好方案优化设计。
一般情况下，对于农村地区，应该积极扩大桥接线，采用GIS极速，实现总平面的布置和安排；对于偏远地区来讲，应该积极简化出线和走廊方向，为后期架空出线做准备，并且将开关空间布置成为L型；对于小型城市来讲，应该积极此采用全户内布置，考虑噪音和外观因素的同时，使用GIS技术。
（二）110变电站设计方案优化切入点
其一，做好电压互感器的优化。在此方面，传统做法倾向于将电压互感器设置在电源侧面，而变电站多数情况下是终端变，内桥居多，此时在桥两侧经过隔离开关设置电压互感器，对于实现电压互感器的保护，计量，测量和电源自投都有着很大帮助。这种以扩大内桥接线的方式，是一种比较理想的改进方式。
其二，10kv无功补偿容量的优化。依照国家相关规定，此方面的容量应该是主容量的15%，在此基础上设置相应的补偿装置，保证控制效益。在污染严重的情况下，常常刚出现无功缺损的情况，就需要积极采取措施对于无功补偿容量进行优化，往往可以取得理想的效果。具体来讲，就是要改变每台电容器的容量。
其三，变压器容量的优化。同样依照国家相关设计标准规范，变压器容量应该控制在80kva的范围，实际上在综合考量地变和所用变的基础上，可以将其界定为50kva。
其四，GIS室内行车的优化。因此，应该积极改善和调整，设置相应的行车，以实现GIS安装质量的提高。
三、促进110kv变电站设计方案优化的策略
要想保证110kv变电站设计方案的不断优化，仅仅从上述技术层面去进行调整和改善是远远不够，还需要从更多的视角上去促进110kv变电所设计方案优化。具体来讲，其主要涉及到以下几个方面的内容：
（一）注重110kv变电站设计人才的培养
随着经济社会的不断发展，110kv变电站设计工作任务量将不断增加，工作技术含量也不断提高，需要大量的专业化设计人才参与到设计工程中去。因此，我们应该高度重视110kv变电站设计人才的培养。具体来讲：首先，积极开展电力行业职业技术培训，将其纳入到我国教育体系中去，设置变电站设计专业，为电力行业的发展提供健全的人力资源支撑；其次，严格审查从业人员的资质，以资格证书管理的方式去做好入职人员的选拔和招聘，使得变电站设计人才素质得以保证；再者，积极组织开展变电站设计培训工作，实现在职设计人员综合素质的不断提高，以保证设计人员能够满足现代变电站设计的各种需求；最后，积极将110kv变电站设计工作效果纳入到员工绩效考核中去，以此去激发设计人员工作的积极性。
（二）积极建立健全变电站设计方案审查体系
首先，积极组件专家学者，以及变电站设计经验者，形成专业化的变电站设计方案审查小组，对于各个110kv变电站设计方案的经济性，合理性，科学性，可操作性进行审查，避免变电站设计方案出现过多的问题和缺陷；
其二，制定完善的审查程序，以岗位责任制度的完善，做好变电站设计方案审查制度建设，使得各项审查工作都有理有据；
其三，强化对于110kv变电站设计过程的监督和管理，其不仅仅需要满足客户的用电安全和稳定需求，还需要综合考虑各个建筑工程的经济效益，找到处理好这两者之间关系的平衡点；
其四，不断形成有权威的行业共识，做好变电站设计方案的审查工作，对于出现审查失职的行为，进行严惩，以营造良好的变电站方案审查氛围。
（三）加大变电站设计方案优化的投入支出
优化变电站设计方案，不仅仅是思维观念的转变，还需要积极投入大量的资金。因为在变电站设计方案优化的过程中，势必会出现设备更新，技术培训，人才激励方面的调整和改善。而这些环节都需要消耗一定的资本。
对此，企业应该积极做好以下几方面工作：
其一，加大变电站方案设计优化投入，给予其人力物力财力方面的资金支持；
其二，建立有效的优化方案绩效考核制度，实现对于资金的管理和控制。
四、结语
综上所述，110kv变电站设计方案优化不是一朝一夕就能够完成的，这不仅仅需要企业的预算支持，教育宣传，培训活动，还需要设计人员的刻苦努力，职业精神，创新能力，才能够保证其方案更加合理，更加科学，更加高效。
参考文献：
[1] 李煜平.110kv象湖新城电网的规划与设计[D].南昌大学，2007.
[2] 杨艳玲.10kV及以下供配电CAD系统的设计研究[D].湖南大学，2008.
作者：王亚恒 孙会
【摘要】本文主要是设计对象是配电工程中变电工程，110kV变电站为原始参考模型。根据变电站原始参数计算了主变压器的容量和设定了无功补偿方案。计算不同电压等级侧短路下的稳态短路电流、短路冲击电流。并根据此计算值选定与变电站匹配的电力设备：断路器、隔离器、电压互感器、电流互感器，最后设计了避雷方案。
【关键词】110kV;移动
1. 整体设计方案
为满足智能移动变电站的要求，在变电站的主变压器的选型和布置设计上，应设法降低变电所的高度与宽度，尽可能的减少车辆载重。同时需要保证变压器的固定基础需要与车辆相连，防止车辆在运行时，导致电压器的震动与移位。此移动式变电站的工作地点一般为野外作业，因此要主要车载的稳定性。
2. 主变压器选择
考虑到移动变电站需要经常野外作业，根据电压等级、变压器容量，选择SFZ10-20MVA型电力变压器。为有载调压、双绕组变压器。其变压器的参数如下介绍：其主变压器的额定容量为20000MV·A，大于计算值13.14MV·A，符合要求。该主变压器的联结组别方式为YNdl1，采用中性点直接接地的方式，空载损耗为△PO=18.9kW，短路损耗为△PK=85kW，空载电流百分比为IO=0.5%，短路电压百分比为UK=10.5%。
主变采用或单相，主要考虑变压器的制造条件，可靠性要求及运输条件等因素。当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电所，均应选用三相变压器。
在具有两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，主变压器宜采用双绕组变压器。
在110kV的电压等级的电网中，一般采用中性点直接接地的方式。根据选择的变压器，此变压器的连接方式为YNd11。
对于此移动式变电站的主接线方式主要采用以下方案：高压侧采用单母分段式接线，低压侧均采用单母分段式接线。
接下来进行短路电流计算。
本文设计的移动式变电站为110kV变电站，短路点k-1，k-2取变压器两侧。
求110kV母线上k-1点短路和10kV低压母线上k-2点短路电流和短路容量。设Sd=100MVA，Ud1=Uc=115.5kV，低压侧Ud2=10.5kV，则基准电流为110kV高压侧为0.5kA，10kV低压侧为5.5kA。
确定基准值：取Sd=100MVA，Uc1=115.5kV，则Id1=0.5kA，Zd=1334Ω。
1）架空线路，架空线路选择的型号为LJ-120，架空线路的线间几何距离为1.5m，查表得X0=0.35Ω/km，而线路长5km，则通过计算得到架空线路的阻抗标幺值为X2*=0.013。
2）电力变压器，根据前文提到的选择变压器的参数，得到变压器的短路电压百分比为10.5%，则电力变压器的阻抗标幺值为X3*=52.5。
根据以上值分别计算主变压器两侧k-1，k-2点的总电抗标幺值、三相短路电流周期分量有效值、其他三相短路电流、三相短路容量。
（1）k-1点短路电流计算
1）总电抗标幺值为架空线路阻抗标幺值0.013。
2）三相短路电流周期分量有效值为Ik-1（3）=38.5kA。
3）其他三相短路电流为Ik-1”（3）=I∞k-1（3）=Ik-1（3）=38.5kA，经过计算得出为ish（3）=98.175kA，Ish（3）=58.135A。
4）三相短路容量为Sk-1（3）=7692.3MV·A。
（2）k-2点短路电流计算
1）k-2点总电抗标幺值为架空线路与电力变压器阻抗标幺值的总和，为52.513。
2）三相短路电流周期分量有效值0.105kA。
3）其他三相短路电流。在10/0.4KV变压器二次侧低压母线发生三相短路时，因此其他三相短路电流为Ik-2”（3）=I∞k-2（3）=Ik-2（3），经过计算得出ish（3）=0.1932kA，Ish（3）=0.1144A。
4）三相短路容量为Sk-2（3）=1.904MV·A。
3. 一次设备选择
在移动式110kV变电站设计时，需要选择一次设备选择，包括110kV侧、10kV侧断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、HGIS组合电器的选择，下面做详细介绍。
（1）断路器的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧断路器选择SW2-110II型号，该型号的断路器的额定电压是110kV，额定电流是12500A，开断电流40kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号断路器的热稳定性为6400（kA）2·s，动稳定为80kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧断路器选择SW4-10型号，SW4-10型号的断路器的额定电压是10kV，额定电流是10000A，开断电流80kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号断路器的热稳定性为80 （kA）2·s，动稳定为150kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（2）隔离开关的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧隔离开关选择GW4-110型号，该型号的隔离开关的额定电压是110kV，额定电流是1000A，开断电流40kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号隔离开关的热稳定性为6400（kA）2·s，动稳定为80kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧隔离开关选择SW4-10型號，SW4-10型号的隔离开关的额定电压是10kV，额定电流是10000A，开断电流80kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号隔离开关的热稳定性为25600（kA）2·s，动稳定为150kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（3）电流互感器的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧电流互感器选择LB9-220-110KV型号，该型号的电流互感器的额定电压是110kV，额定电流是1250A，开断电流63kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号电流互感器的热稳定性为3969（kA）2·s，动稳定为160kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧电流互感器选择LVQB-220SF6-10NT型号，该型号的电流互感器的额定电压是10kV，额定电流是8000A，开断电流63kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号电流互感器的热稳定性为15876（kA）2·s，动稳定为160kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（4）电压互感器的选择
由于电压互感器与电网并联，当系统发生短路时，互感器本身不遭受短路电流入侵，因此电压互感器不需要校验热稳定和动稳定。
本次设计，所选用的主变压站110kV高压侧及110kV中压侧设定为中性点接地，所以根据以上条件：
高压110kV侧的分段母线上选用JCC3-110B型号的成套电容式电压互感器;
低压10kV侧的分段母线上选用JSZW10-10R型号的成套电容式电压互感器。
（5）HGIS组合电器的选择
本文设计的移动变电站选择HGIS组合电器设备，此设备自带组合电器控制箱，集成所有控制元件用以对设备进行智能控制。组合电器将断路器灭弧结构与隔离/接地开关分别安装在不同的气室，保证了隔离开关的灵活性和独立性。
110kV主一次设备选用西门子变压器（武汉）有限公司生产的3AP1DTC半封闭式组合电器（HGIS），额定电压为145kV，额定电流为3150A，额定开断短路电流为40kA。
10kV配电装置选用西门子变压器（武汉）有限公司生产的8DA10型SF6气体绝缘开关柜，额定电压为40.5kV，额定电流为6000A，额定开断短路电流为40kA。
此开关柜的短路热稳定性为4800（kA）2·s，短路动稳定性为100kA，均大于计算值，因此符合要求。
4. 防雷接地保护设计
（1）110KV及以上的配电装置，一般将避雷针在构架上。但是在土壤电阻率大于500Ω·m的地区，仍宜装设独立避雷针，以免发生反击。
（2）10KV的配电装置，在土壤电阻率大于500Ω·m的地区宜采用独立避雷针，在土壤电阻率小于500Ω·m的地区容许采用构架避雷针。
變电站的直击雷防护设计内容主要是选择避雷针的指数、高度、装设位置、验算它们的保护范围、应有的接地电阻、防雷接地装置的设计等。
根据该变电站的实际情况需要设置四只避雷针分布在四周。因为土壤电阻率等于100Ω·cm，仍宜装设独立避雷针，以免发生反击;选取避雷针高为50m，相邻两针的距离为60m，被保护物高为10m。
5. 移动变电站的运行方式
110kV移动变电站包含110kV组合电器HGIS模块、110kV主变压器模块和10kV箱式配电装置模块等。
移动变电站的运行方式主要有以下方式：110kV变压器车与10～35kV箱式配电车同时运行;主变压器与HGIS同时运行;HGIS独立运行;变压器独立运行。
6. 结论
本设计完成了移动式110kV的变电所一次部分设计，通过对站内的各个车间的负荷进行计算，选取相应的主变压器与主接线单元，实现了变电所满足站内等各个部分用电的需求。
参考文献：
[1]宋磊.电容补偿装置设计选用点滴谈[J].军民两用技术与产品，2014（7）：54-56.
[2]宋文举.变电站电气运行[J].城市建设理论研究（电子版），2013（11）：78-79.
[3]张妍.浅谈10kV配电室设计在项目前期咨询阶段的设计要点[J].中国工程咨询，2017（9）：57-59.
[4]解海涛.10kV电力系统中变电所变压器台数和容量的选择[J].机电信息，2010：35-41.
[5]张玉光.新安220/60KV一次变电所电气部分初步设计[D].武汉：中国地质大学，2012.
作者：梁永胜
110kV变电站典型设计应用实例
传统的110kV变电站主要以户外设计和安装为主，占地面积大，且设备容易被腐蚀，尤其在高污秽地区，还极易造成污闪事故的发生。为了建设坚强电网，发挥规模优势，提高资源利用率，提高电网工程建设效率，国家电网公司在2005年提出“推广电网标准化建设，各级电网工程建设要统一技术标准，推广应用典型优化设计，节省投资，提高效益”。典型设计坚持以“安全可靠、技术先进、保护环境、投资合理、标准统
一、运行高效”的设计原则，采用模块化设计手段，做到统一性与可靠性、先进行、经济性、适应性和灵活性的协调统一。
海阳市供电公司积极响应国家电网公司的号召，积极推广110kV变电站典型设计。本文就海阳市供电公司110kV变电站典型设计的应用实例予以阐述，以说明推广典型设计的重要意义。
1 110kV变电站典型设计应用实列
海阳市供电公司2006年开始采用110kV变电站典型设计，到目前为止，已经完成3座110kV变电站的设计、建设工作。从实际效果来看，具有较好的经济效益和社会效益，下面以110kV望石变电站为例对典型设计进行分析。
110kV望石变电站位于海阳市新建的临港产业区，该区域规划面积较小，但是电力负荷较为集中。该区域包括以莱福士造船厂在内的多个用电大户正在兴建中，而山东核电设备制造公司已经投产。根据该区域负荷预测及用电负荷性质，海阳市供电公司按照安全可靠、技术先进、投资合理、运行高效的原则，结合该站用电负荷集中、土地昂贵、临近海边(Ⅳ级污秽区)、电缆出线多等客观事实，对110kV望石变电站作了如下设计。
该站为半户内无人值班变电站(半户内布置方式即除主变压器以外的全部配电装置，集中布置在一幢主厂房的不同楼层的电气布置方式)，变电站主体是生产综合楼，除主变压器外所有配电装置均安装在综合楼内。以生产综合楼和主变压器为中心，四周布置环形道路，大门入口位于站区东南角，正对生产综合楼主入口。综合楼共两层，一层为10kV配电装置室、电容器室、接地变压器室及主控室，二层为110kV GIS室。
1.1 电气主接线
变电站设计规模及主接线。通过负荷资料的分析，考虑到安全、经济及可靠性，确定110kV变电站主接线。电气主接线图如图1所示。通过负荷分析和供电范围，确定变压器台数、容量及型号，该设计中主变压器总容量为2×50MVA(110/10.5kV)，一期(共两期)设计为1×31.5MVA(110/10.5kV)，采用双绕组油浸自冷有载调压变压器。110kV出线共2回，一期1回，采用内桥接线方式。10kV出线共24回，一期24回，采用单母线分段接线方式。无功补偿电容器为2×6000(3000+3000)kvar，分别接入10kV两段母线上。
图1 110kV望石变电站主接线图
各级电压中性点接地方式。110kV侧直接接地，由于主变压器10kV侧没有中性点，而10kV侧全部采用电缆出线，电网接地电容电流较大，故采用了站用电与消弧线圈共用的接地变压器。
1.2 短路电流水平
根据终期(共两期)双绕组自冷变压器的容量、空载损耗、负载损耗、短路阻抗等相关参数，考虑电网远景规划，按照三相短路验算，并套用《国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册》中110kV变电站典型设计(方案B-1)，确定110kV电压等级的设备短路电流为kA，10kV电压等级的设备短路电流为31.5kA。
1.3 主要电气设备选择
考虑城市噪音控制，选用双绕组低损耗自冷变压器，采用YNd11接线组别。因站址临近海边，空气湿度大及盐碱度高，故110kV设备采用六氟化硫封闭式组合电器，断路器额定电流为2000A，额定开断电流为31.5kA。10kV设备选用N2X系列气体绝缘开关柜，N2X开关柜采用单气箱结构，每个开关柜独立一个气箱，气箱内安装免维护的三工位开关和固封极柱式真空断路器，通过插接方式与其他元器件组合，实现和满足不同的主接线方式。该开关柜分成三个间隔：高压密封间隔，低压控制间隔，电缆和TA间隔。断路器为真空断路器，主变压器及分段回路额定电流为3150A，额定开断电流为31.5kA;出线回路额定电流为1250A，额定开断电流为20kA。
1.4 过电压保护及接地
110kV及35kV设备全部选用金属氧化物避雷器，并按照GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》之规定进行选择。按照防直击雷原则进行理论计算，在主建筑屋顶安装避雷带及避雷针，用以保护主建筑物及主变压器。按照DL/T 621-1997《交流电气装置的接地》的规定进行电气设备接地，主接地网由水平接地体和垂直接地体组成复合接地网，将建筑物的接地与主接地网可靠连接，接地埋深0.8m。接地网实测电阻为0.43Ω。
1.5 站用电和照明
变电站远景采用2台干式接地变压器500/10.5-80/0.4，每台总容量为500kVA，其中站用电额定容量为80kVA。两台接地变压器分别经断路器接入10kV#
4、#5母线上。站用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，站用变压器低压侧采用单母线分段接线。室外照明采用投光灯，室内工作照明采用荧光灯、白炽灯，事故照明采用白炽灯。事故照明为独立的照明系统。
1.6 计算机监控系统
计算机监控系统为分层分布式网络结构，能完成对变电站所有设备的实时监视和控制。电气模拟量采集采用交流采样，保护动作及装置报警等重要信号采用硬节点方式输入测控单元。系统具备防误闭锁功能，能完成全站防误操作闭锁。具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置能支持联网的网络通信技术及通信规约的要求。全站设有一套双时钟源GPS对时系统，实现整个系统所有装置的时钟同步。监控系统可对110kV及10kV断路器、隔离开关、主变压器中性点接地开关、主变压器分接头、无功补偿装置、站用电源、直流系统、UPS系统等多方面进行监控。操作控制功能按分层操作设计，达到了任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都处于计算机监控系统的监控之中。
1.7 保护装置的配置
整个保护系统全部选用微机型保护装置。主变压器保护包括差动保护和后备保护，在主控室集中组屏安装。10kV保护测控装置采用保护测控一体化装置，装设在成套开关柜上，10kV线路保护具有低周减载功能。另外，10kV系统还具有小电流接地选线功能。
1.8 直流系统
直流系统额定电压为220V，设单组阀控式铅酸免维护蓄电池组和双套冗余配置的高频开关电源充电装置，并设置一套微机型直流接地自动检测装置。蓄电池容量为100Ah。该系统还配置一台UPS，容量为3kVA，UPS系统为站内计算机监控系统、保护装置、通信设备等重要二次设备提供不间断电源。
1.9 图象监控系统和火灾探测报警系统
大楼入口处设置摄像头;主控室、电容器室、接地变压器室以及各级电压配电装置室均安装室内摄像头;主变压器区安装室外摄像头。监控信号通过光缆传送到调度主站，用以完成变电站全站安全及设备运行情况的监控。
站内配置一套火灾报警系统。火灾报警控制器设置在主控楼内。当有火灾发生时，报警系统可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点，并通过通信接口和光缆，将信息最终传至调度端。
2 结束语
该典型设计的变电站与常规室外布置变电站相比具有以下优点。第一，土地占用面积不足常规变电站的三分之一。第二，该站临近海边，属高污秽地区。所有配电设备均室内布置，尤其是110kV及10kV配电设备全部采用气体绝缘全密封开关设备，有效地防范了污闪事故的发生。第三，配电设备检修周期长，供电可靠性高。第四，采用接地变压器，很好地解决了10kV电缆出线引起的电网接地大电容电流。第五，具备了无人值班的条件，实现了变电站无人值班。
应用110kV变电站典型设计，能大大提高生产效率，同时也对110kV变电站建设标准、设备规范、节约土地及资源消耗等方面有着重要意义
A方案
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期4回,本期2回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(二)设计范围
1)本典型设计范围包括变电所内下列部分: a)电力变压器及各级电压配电装置,所用电系统设备,过电压保护及接地装置,直流操作电源系统设备;相应的继电保护及自动装置,就地测量及控制操作设备,自动化系统设备以及电缆设施等。
b)与电气设备相关的建筑物、构筑物,给水排水设施,通风设施,消防设施,安全防范及环境保护措施。
2)系统通信设施、所外道路、所外上下水系统、场地平整和特殊基础处理、大件设备运输措施等不纳入本典型设计范围。其中由于通信设施需根据外部通信系统条件确定,本典型设计中仅留布置安装条件,不作具体设计。
3)设计分界点
a)变电所与线路的分界点为:110kV、35kV配电装置以架空进线耐张线夹(不含)为界。10kV配电装置以开关柜内电缆头(不含)为界。
b)进所道路设计以变电所大门为界,大门外不属本典型设计范围。
(三) 设计条件 2.4.1 发电机参数 1)所址自然条件 环境温度:-10℃~40℃ 最热月平均最高温度:35℃ 设计风速:30m/s 覆冰厚度:5mm 海拔高度:<1000m 地震烈度:6度
污秽等级:II级
设计所址高程:>频率为2%洪水位
凡所址自然条件较以上条件恶劣时,工程设计应作调整。 2)系统条件
按照系统的情况,设定110kV系统短路电流为25kA,要求10kV母线的短路电流不超过20kA (四)主要技术经济指标 2.4.1 发电机参数 1)投资: 静态投资: 1367.45 万元,单位投资: 434 元/kVA; 动态投资: 1398.96 万元,单位投资: 444 元/kVA; 2)占地面积
所区围墙内占地面积:7695.96m2 所区围墙内建筑面积: 560m2 主控制楼面积: 422.5m2 (五)电气主接线
变电所主接线110kV、35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851A02-A02-001”。
(六)电气设备布置
35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。
两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。
10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电装置室左侧户外空地上,本期布置二组。变电所纵向长度为108.7m，横向宽度为70.8m，占地面积为7695.96m2。
电气总平面布置详见图“W951A02-A02-002”。
(七) 配电装置
1) 35kV及 110kV配电装置
35kV及110kV断路器选用单断口瓷柱SF6断路器。 35kV及110kV隔离开关选用GW4型隔离开关,110kV隔离开关配电动操作机构。35kV隔离开关配手动操作机构。
110kV电流互感器选用油浸式电流互感器。 110kV电压互感器选用电容式电压互感器。 110kV避雷器选用氧化锌避雷器。 2)10kV配电装置
选用XGN2-12型固定式高压开关柜,配真空断路器, 真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用架空或电缆出线¡£ÎªÏû³ýгÕñÓ°Ïì,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JSXNGF-10¡£
3)无功补偿装置
无功补偿容量及分组按就地补偿,便于调节及不产生谐振的原则配置,本典型设计无功补偿容量按主变容量20%左右考虑,本期工程装设2组3000kvar无功补偿装置成套装置。
4)35kV中性点消弧线圈
35kV电网中性点不接地系统单相接地电容电流按规程要求不超过10A,本典型设计对单相接地电容电流补偿暂按选用智能型油浸式消弧线圈,容量为550kVA考虑,调节范围为9挡,具体工程设置按系统情况而定。
(八) 继电保护和安全稳定控制装置的配置
变电所根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，及广西电网运行情况进行系统继电保护和安全稳定控制装置的配置。
1) 110kV系统
每回线应装设反应相间短路和接地短路的保护。配置三段式相间距离、接地距离、零序电流方向保护，三相一次重合闸，带电压切换回路及断路器操作回路。后备保护采用远后备方式。组屏采用2回线路保护合用一面屏的方式。
(九)系统通信
本变电所由所在网区地调调度管理，为满足综合自动化的要求，变电所应具有光纤或其他形式可靠的通信通道，并设一门邮电公网电话。由于各地区通信条件差异较大，在典型设计中难以统一，由相应工程设计时根据具体情况而定，本典型设计仅预留通信设备装设位置，不作具体设计。
(十)微机监控装置
控制功能由微机监控系统实现,取消常规的控制屏和中央音响信号系统,声光报警由微机监控系统实现。
微机监控系统采用分层分布式,分为变电所层和现地设备层。现地设备层按所内一次设备布置间隔来划分配置。各间隔的监控设备相对独立,这些设备通过现地局域网实现数据链路的连接，可完成他们之间的信息传送。 所内局域网按单网考虑，通信介质采用光纤，变电所层可采用总线型结构或星型结构;现地设备层宜采用总线型结构。
(十一)土建部分
地基和抗震
建(构)筑物按天然地基承载力特征值fa=150kPa设计,场地和地基条件简单,地基基础设计等级为丙级。初期基础工程量未考虑有软弱下卧层估算,具体工程应根据其地质报告复核基础设计,必要时应修改基础设计或结合当地经验采用人工地基。
根据《建筑抗震设计规范(GB50011-2001)》广西大部分地区抗震设防烈度为6度,设计基本地震加速度值为0.05g,本标准设计的建(构)筑物设防标准按一般变电所,即丙类建筑物设防,其地震作用和抗震措施均按6度抗震设防烈度设计。
B方案
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar; (一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar; (二)设计范围及设计条件
设计范围及设计条件与A方案相同。 (三) 主要技术经济指标 1)投资: 方 案 一
方 案 二
静态投资:1194.5 万元 1204.81 万元
静态单位投资:379 元/kVA382 元/kVA 动态投资:1222.03 万元 1232.57 万元
静态单位投资:388 元/kVA391 元/kVA 2)占地面积
方 案 一
方 案 二
所区围墙内占地面积:5618.3m25961.06m2
所区围墙内建筑面积: 454.3m2454.3m2 主控制楼面积: 316.8m2316.8m2 (五)电气主接线
方案一本方案变电所主接线110kV终期为内桥接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-001”。考虑在110kV侧计费, 110kV出线安装三相电压互感器。
方案二本方案变电所主接线110kV终期为单母线接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-002”。
(六)电气设备布置
35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。
两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。
10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电室左侧主控制楼前户外空地上,本期布置二组。
变电所电气总平面布置详见图“W951B02-A02-00
3、004”; 方案一占地面积为5618.3m2, 方案二占地面积为5961.06m2。
(七) 设备选型
主要设备选型、系统继电保护和安全稳定控制装置的配置、系统通信要求、基本与A方案相同。
二.A方案
2.4.1 发电机参数 (一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期4回,本期2回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(二)设计范围
1)本典型设计范围包括变电所内下列部分:
a)电力变压器及各级电压配电装置,所用电系
统设备,过电压保护及接地装置,直流操作电源系统设备;相应的继电保护及自动装置,就地测量及控制操作设备,自动化系统设备以及电缆设施等。
b)与电气设备相关的建筑物、构筑物,给水排水设施,通风设施,消防设施,安全防范及环境保护措施。
2)系统通信设施、所外道路、所外上下水系统、场地平整和特殊基础处理、大件设备运输措施等不纳入本典型设计范围。其中由于通信设施需根据外部通信系统条件确定,本典型设计中仅留布置安装条件,不作具体设计。
3)设计分界点
a)变电所与线路的分界点为:110kV、35kV配电装置以架空进线耐张线夹(不含)为界。10kV配电装置以开关柜内电缆头(不含)为界。
b)进所道路设计以变电所大门为界,大门外不属本典型设计范围。
(三) 设计条件
2.4.1 发电机参数
1)所址自然条件
环境温度: -10℃~40℃最热月平均最高温度: 35℃
设计风速: 30m/s 覆冰厚度: 5mm 海拔高度: <1000m 地震烈度: 6度
污秽等级: II级
设计所址高程: >频率为2%洪水位
凡所址自然条件较以上条件恶劣时,工程设计应作调整。 2)系统条件
按照系统的情况,设定110kV系统短路电流为25kA,要求10kV母线的短路电流不超过20kA
(四)主要技术经济指标
2.4.1 发电机参数
1)投资: 静态投资: 1367.45 万元,单位投资: 434 元/kVA; 动态投资: 1398.96 万元,单位投资: 444 元/kVA; 2)占地面积
所区围墙内占地面积:7695.96m 所区围墙内建筑面积: 560m
2
2 主控制楼面积: 422.5m2
(五)电气主接线
变电所主接线110kV、35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851A02-A02-001”。
(六)电气设备布置
35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。
两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。
10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电装置室左侧户外空地上,本期布置二组。变电所纵向长度为108.7m，横向宽度为70.8m，占地面积为7695.96m2。
电气总平面布置详见图“W951A02-A02-002”。
(七)Ö÷ÒªÉ豸ѡÔñ
1) 35kV及 110kV配电装置
35kV及110kV断路器选用单断口瓷柱SF6断路器。
35kV及110kV隔离开关选用GW4型隔离开关,110kV隔离开关配电动操作机构。35kV隔离开关配手动操作机构。
110kV电流互感器选用油浸式电流互感器。
110kV电压互感器选用电容式电压互感器。
110kV避雷器选用氧化锌避雷器。
2£©10kV配电装置
选用XGN2-12型固定式高压开关柜,配真空断路器, 真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用架空或电缆出线¡£ÎªÏû³ýгÕñÓ°Ïì,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JSXNGF-10¡£
3)无功补偿装置
无功补偿容量及分组按就地补偿,便于调节及不产生谐振的原则配置,本典型设计无功补偿容量按主变容量20%左右考虑,本期工程装设2组3000kvar无功补偿装置成套装置。
4)35kV中性点消弧线圈
35kV电网中性点不接地系统单相接地电容电流按规程要求不超过10A,本典型设计对单相接地电容电流补偿暂按选用智能型油浸式消弧线圈,容量为550kVA考虑,调节范围为9挡,具体工程设置按系统情况而定。
(°Ë)ϵͳ¼Ìµç±£»¤ºÍ°²È«Îȶ¨¿ØÖÆ×°ÖÃ
变电所根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，及广西电网运行情况进行系统继电保护和安全稳定控制装置的配置。
1) 110kVÏß·±£»¤
每回线应装设反应相间短路和接地短路的保护。配置三段式相间距离、接地距离、零序电流方向保护，三相一次重合闸，带电压切换回路及断路器操作回路。后备保护采用远后备方式。组屏采用2回线路保护合用一面屏的方式。
2) 110kVĸÏß±£»¤
110kV²à³õÆÚÖ»ÓÐ2»Ø³öÏß,Ôݲ»¿¼ÂÇ×°ÉèĸÏß±£»¤£»ÖÕÆÚ4»Ø110kV³öÏߣ¬µ¥Ä¸Ï߷ֶνÓÏߣ¬°´¹æ³Ì¹æ¶¨×°ÉèÒ»Ì×110kVĸÏß±£»¤¡£
(九)系统通信
本变电所由所在网区地调调度管理，为满足综合自动化的要求，变电所应具有光纤或其他形式可靠的通信通道，并设一门邮电公网电话。由于各地区通信条件差异较大，在典型设计中难以统一，由相应工程设计时根据具体情况而定，本典型设计仅预留通信设备装设位置，不作具体设计。
(Ê®)微机监控装置
控制功能由微机监控系统实现,取消常规的控制屏和中央音响信号系统,声光报警由微机监控系统实现。
微机监控系统采用分层分布式,分为变电所层和现地设备层。现地设备层按所内一次设备布置间隔来划分配置。各间隔的监控设备相对独立,这些设备通过现地局域网实现数据链路的连接，可完成他们之间的信息传送。
所内局域网按单网考虑，通信介质采用光纤，变电所层可采用总线型结构或星型结构;现地设备层宜采用总线型结构。
(十一)土建部分
地基和抗震
建(构)筑物按天然地基承载力特征值fa=150kPa设计,场地和地基条件简单,地基基础设计等级为丙级。初期基础工程量未考虑有软弱下卧层估算,具体工程应根据其地质报告复核基础设计,必要时应修改基础设计或结合当地经验采用人工地基。
根据《建筑抗震设计规范(GB50011-2001)》广西大部分地区抗震设防烈度为6度,设计基本地震加速度值为0.05g,本标准设计的建(构)筑物设防标准按一般变电所,即丙类建筑物设防,其地震作用和抗震措施均按6度抗震设防烈度设计。
三、B方案
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar; (二)设计范围及设计条件
设计范围及设计条件与A方案相同。
(三) 主要技术经济指标
1)投资: 方 案 一 方 案 二 静态投资: 1194.5 万元 1204.81 万元 静态单位投资: 379 元/kVA 382 元/kVA 动态投资: 1222.03 万元 1232.57 万元 静态单位投资: 388 元/kVA 391 元/kVA
2)占地面积
方 案 一
方
案 二
所区围墙内占地面积:
5618.3m
25961.06m2 所区围墙内建筑面积:
454.3m2
454.3m2
主控制楼面积:
316.8m2
316.8m2
(五)电气主接线
方案一
本方案变电所主接线110kV终期为内桥接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-001”。考虑在110kV侧计费, 110kV出线安装三相电压互感器。
方案二 本方案变电所主接线110kV终期为单母线接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-002”。
(六)电气设备布置
35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。
两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。
10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电室左侧主控制楼前户外空地上,本期布置二组。
变电所电气总平面布置详见图“W951B02-A02-00
3、004”;
方案一占地面积为5618.3m2, 方案二占地面积为5961.06m2。
配置、系统通信要求、基本与
(七)Ö÷ÒªÉ豸ѡÔñ
主要设备选型、系统继电保护和安全稳定控制装置的A方案相同。
一、 系统继电保护技术原则
1. 线路保护
1.1 配置原则
(1) 每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。
(2) 每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。 (3) 三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现“三重”和停用方式。 1.2 技术要求
(1) 线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。
(2) 线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，若两侧二次电流相同，主保护的软件版本应完全一致。
(3) 被保护线路在空载、轻载、满载的条件下，发生金属性和非金属性各种故障，线路保护应正确动作。外部故障切除，外部故障转换，故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动作。 (4) 在本线路发生振荡时保护不应该误动作，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。 (5) 主保护整组动作时间不大于20ms(部包括通道传输时间);返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。
(6) 在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作，不带偏移特性保护段应可靠不动。 (7) 手动或自动重合于故障线路时，保护应瞬时可靠地三相跳闸;而合闸于无故障线路时应不动作。
(8) 保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和谐波的能力。在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时，保护不应误动作。
(9) 重合闸应按断路器设置，只实现一次重合闸，在任何情况下，不应该发生多次重合闸。由线路保护出口起动。断路器无故障跳闸应能起动重合闸。
2. 母线保护
2.1 配置原则
(1) 双母线接线应配置一套母差保护 (2) 单母分段接线可配置一套母差保护
(3) 单母线或是单母分段上带有多条电源进线，且定值难以整定配合时应配置一套母差保护。
2.2 技术要求
(1) 母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护，设置大差和各段段母线的小差保护，大差作为母线区内故障判别元件，小差作为母线故障的选择元件。还应具有抗电流互感器饱和能力，复合电压闭锁，故障母线自动选择，运行方式自适应，母联、分段失灵和死去保护等功能。
(2) 母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时发生或相继发生的各种相间和接地故障时，母线差动保护应能快速切除故障。
(3) 母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。
(4) 母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，允许使用不同变比的电流互感器。
(5) 母线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。电压按母线闭锁。母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。
(6) 具有电流电压回路断线告警功能，电流回路断线除告警外，还应闭锁母差保护。 (7) 时间要求
1) 母线保护整组动作时间20ms 2) 母线保护动作返回时间30ms 3. 母联(分段)断路器保护
3.1 配置原则
(1) 母联(分段)按断路器配置一套完整的、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱，操作箱也集成于保护装置。 (2) 要求充电保护应据具有两段相过流和一段零序过流。 3.2 技术要求
保护装置采用微机型，应具备两段式电流保护功能。
4. 备用电源自动投入
4.1 配置原则
根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。 4.2 技术要求
(1) 母联( 分段、桥) 断路器装设检无压自投装置。
1) 自投条件: 识别两电源、进线均工作， 母联( 分段、桥) 断路器断开。
2) 自投步骤: 检本侧( 或中、低压〉一侧母线无压， 且该侧电源进线断路器无电流，同时检本侧(或中、低压)另一侧母线有压，则延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳)后，起动自动装置，瞬时投入母联(分段、桥〉断路器。 自投成功后，充电保护应自动退出。 (2) 线路断路器装设检无压自投装置。
1) 自投条件: 识别两电掘进线一工作、一备用， 母联( 分段、桥) 断路器合人。
2) 自投步骤: 检本侧( 或中、低压) 两母线均无压， 则延时跳工作电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳〉后，起动自动装置，投入备用电源进线断路器。 自投成功后，充电保护应自动退出。
(3) 其中内桥接线起动总出口的变压器保护， 保护动作应闭锁备用电源自动投入装置。 (4) 母差保护动作闭锁备用电源、自动投入装置。
5. 故障录波器
5.1 配置原则
对于重要的1 1 0 kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。 5.2 技术要求
(1) 故障录波器软硬件均为嵌入式结构。 (2) 要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。 (3) 装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动，并可通过控制字整定。 (4) 故障录波器应能连续记录多次故障波形， 能记录和保存从故障前40ms 到故障后60s 的电气量波形。采样频率可变且不低于5000Hz。(5)。 (5) 至少能清晰记录9 次谐波的波形
(6) 交流电流工频有效值线形测量范围为0.1--2In;交流电压工频有效值线形测量范围为0.1-- 2Un 。 (7) 事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。
(8) 应具有远传功能， 分析软件并配备完整的主站功能， 可将录波信息送往调度端。故障录波器应能实现自动上传功能。 (9) 故障录波器应具备对时功能， 能够接受时间同步系统同步时钟脉冲，装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。
(10) 故障测距的测量误差应小于线路全长的3%，装置测出的距离值应有显示。
二、 计算机监控系统技术原则 1. 系统设备配置
(1) 监控系统宜采用分层、分布、开放式网络结构， 主要由站控层设备、间隔层、过程层(选配)以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。
(2) 站控层设备: 主机兼操作员工作站、远动通信设备、公用接口装置、打印机等，其中主机兼操作员工作站和远动通信设备均按单套配置，远动通信设备优先采用无硬盘专用装置。
(3) 网结设备: 包括网络交换机、光/ 电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。
(4) 间隔层设备: 包括测控单元、网络接口等。 (5) 时间同步时钟装置完成对监控系统设备的对时。 (6) 测控单元按断路器回路配置，推荐采用保护、自动化测控合一的配置方式。
2. 系统网络结构
(1) 变电站宜采用单网结构， 站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。 (2) 站控层网络应采用以太网。网络应具有良好的开放性， 以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。
(3) 间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，宜采用以太网。 3. 系统软件
主机兼操作员工作站应采用安全的UNIX、Linux或经过软件加固的Windows操作系统。 4. 系统功能
监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能和同步对时功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/ T 5149-2001 «220kV--500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。 4.1 信号采集
监控系统的信号采集类型分为模拟量、状态量(开关量)。
(1) 模拟量: 电流、电压、有功功率、无功功率、频率、温度等， 电气模拟量按照DL/T 5137-2001 «电测量及电能计量装置设计技术规程》进行交流采样。
(2) 状态量(开关量) :断路器、隔离开关以及接地开关信号，继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号，全站其他二次设备事故及报警监视信号。 4.2 与站内智能设备的信息交换
站内智能设备主要包括了做机型继电保护及安全自动装置、直流系统、UPS 系统、火灾报警系统、图像监视及安全警卫系统等设备。
(1) 监控系统与继电保护的信息交换。监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式。
方式一:保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接人测控装置，推荐采用非保持接点。每套保护装置推荐的保护硬接点信号见表9-1，接入监控的保护硬接点信号可在此基础上简化。 方式二:数字式继电保护装置与监控系统的连接方式应优先考虑网络直接连接方式;也可通过智能设备接口装置与监控系统相连。
(2) 监控系统与其他智能设备的信息交换。对于直流系统、UPS 系统、火灾报警等智能设备，采用两种方式实现监控系统与智能设备的信息交换
方式一:重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接人测控装置，推荐采用非保持接点。
方式二:配置智能型公用接口装置，安装在二次设备室网络通信设备屏(柜)中，该公用接口装置通过RS - 485 串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过网络传送至监控系统主机。
4.3 防误操作闭锁功能
监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。 4.4 小电流接地选线功能
宜采用监控系统实现小电流接地选线功能。 4.5 AVQC 功能
监控系统AVQC功能需服从相关运行管理部门的要求。 4.6 通信规约
(1) 监控系统与融机保护的通信规约推荐使用DL/T 667-1999 规约或DL/T 860 (lEC61850) 规约， 与电能计量计费系统通信规约推荐使用DL/T719-2000 规约。 (2) 监控系统与调度端网络通信采用DL/T 634. 5104-2002 规约， 与调度端专线通信采用DL/ T 634.5101-2002 规约。 4.7 系统工作电源
监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层测控设备采用直流供电。间隔层需交流220V供电的设备，可采用直流逆变方式供电。 4.8 系统技术指标 系统技术指标应满足DL/T 5149-2001 «220-500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》的要求。
三、 元件保护及自动装置 1. 主变压器保护 2.1 配置原则
(1) 主变压器做机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。或采用主后一体双套配置，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。 (2) 变压器应配置独立的非电量保护。 2.1 技术要求
(1) 当高压侧为内桥接线时， 要求各侧电流互感器分别引人差动保护装置。 (2) 高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器;中性点设置问隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器;配置零序电流保护，保护动作第一时限跳开高压侧母联〈分段〉断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。 (3) 中压侧配置复合电压闭锁过流保护。保护为二段式， 第一段第一时限跳开分段断路器，第二时限跳开本侧断路器;第二段延时跳开主变压器各侧断路器。
(4) 低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳1 0 kV分段，第二时限跳开本侧断路器;第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。
(5) 各侧均配置过负荷保护， 保护动作于发信号。 (6) 当主变压器低压侧中性点经低电阻接地时， 还应配置零序电流保护。 2. 并联电容器保护
不接地系统配置微机型三段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口主角零序电压保护/中性点不平衡电流保护/差压保护;低电阻接地系统还应配置零序电流保护。 3. 35kV (10kV) 线路保护
不接地系统配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸〈架空线路);低电阻接地系统还应配置零序电流保护。如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置相间距离保护或全线速动保护。
4. 接地变压器、接地电阻保护
接地变压器配置微机型三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。保护动作跳变压器各侧断路器。
接地电阻配置一段式零序电流保护，保护动作跳变压器各侧断路器。 5. 35kV 母线保护
一般采用主变压器3 5 kV侧速断、过电流保护做为母线保护，不单独设置母线保护装置; 如果3 5 kV母线有馈出线，可配置专用微机型电流差动保护。 6. 自动装置
(1) 35kV (10kV) 小电流接地选线一般由监控系统实现。 (2) 低频减载装置
根据系统要求配置微机型低频减载装置， 35kV (10kV) 线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。
四、 组屏方式 1. 线路保护
宜两回线路保护装置组1面屏(柜)，左右两边端子排各接一回线路保护装置。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式，1 个电气单元组1 面屏(柜)。
湘能电力
110KV变电站工程建设
湘能电力为您解答110kV变电站典型设计目的及分类
摘要:讨论110kV变电站典型设计的分类方法、每个方案的设计特点、应该注意的一些问题、在工程设计中的具体运用, 以对110kV变电站设计工作作一分析。
1 、110kV变电站典型设计目的及分类 1.1目的
贯彻实施集约化管理 ,统一建设标准 ,统一设备规范 ;方便设备招标 ,方便运行维护 ;加快设计、评审进度 ,提高工作效率;降低变电站建设和运行成本。
1.2分类
(1) A类变电站
主变压器2或3台,主变容量50MV·A(或 31.5、40MV·A),电压等级110/10kV、110/35/10kV, 110kV配电装置及主变压器布置在户外,35kV及10kV配电置布置在户内,主要适用于农村或小城市城郊。
(2) B类变电站
主变压器2或3台,主变容量50MV·A,电压等级110/10kV,主变压器布置在户外或户内,110kV及10kV配电装置布置在户内,主要适用于小城市城区或大、中城市城郊。
(3) C类变电站
为半地下变电站,主变压器
2、3或4台,主变容量50MV·A,电压等级110/10kV,主变压器地上、其余地下。主要适用于大中城市城区。
2 、典型设计在实际套用时需要注意和完善的地方
2.1结合地区特点不断优化设计方案
在国家电网公司110kV变电站典型设计的基础上,实施标准化设计、模块化组合、工厂化生产、集约化施工。其进一步分类如下: A-1-1主要参考国网A-1方案 ,将A-1方案和A-4方案户内配电装置模块进行拼接,并进行总平面调整优化;A-2-1方案主要套用国 网A-2方案,并进行总平面调整优化;A-2-2方案改国网A-2方案的内桥接线为扩大内桥接线,并对总平面进行调整;A-3-1方案主要套用国网A-3方案,110kV配电装置采用GIS,并对总平面进行调整优化;B-2-1主要套用国网B-2方案,为了满足城市变电站的要求,采用全户内布置形式;B-2-2主要套用国网B-2方案,在市郊对变电站噪声、外观允许的情况下采用GIS屋顶布置、主变户外布置;B-5-1主要套用国网B-5方案,并对电气主接线、总平面进行调整优化。
2.2其他一些设计方案
对110kV典设方案,在实际使用过程中可根据基本模块,排列组合出新的方案。例如:对于A方案,如布置于较偏远的农村 ,35kV和 10kV开关室可考虑采用L型布置,一层建筑。这种布置方式施工周期短,出线方向、走廊明确,有利于架空出线。
2.3110 kV电压互感器
典设方案中110kV电压互感器设置在电源侧,而110kV变电站多为终端变,110kV接线以内桥为多,习惯在桥两侧经隔离开关装设电压互感器,这样对于保护、计量、测量、电源自投
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等都带来好处。对于A-2-2方案(扩大内桥接线),建议在双桥中间加一组电压互感器,以利自投电源检测。
2.410kV无功补偿容量
典设方案中配置为主变容量的10%～15%,每台主变2组,并采用2台开关柜分别控制。而根据国家电网生[2004]435号通知《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》中第二十一条:35kV～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主 ,并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置,并满足35kV～110kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。再根据目前电力系统中无功缺额较大,江苏常州供电公司下达的设计任务书上,无功补偿 容量已要求达到主变容量的20%。即50MV·A的主变要配置10Mvar的补偿容量。由于补偿容量的变化,单台电容器的容量选择也发生了变化,即单台电容器的容量从选择200kvar一只改选为334kvar一只。电容器室的尺寸也发生了较大的变化。考虑电容器采用真空接触器分组投切,变电站如布置2台50MV·A主变,则电容器室尺寸长宽宜为10m×8m。
2.5所用变压器容量
典设方案中所用变压器容量为两台80kV·A配变,按工程设计实际情况,大多数变电站只需考虑接地变兼所用变(容量为50kV·A)即可。而对于B-2-1方案,变电站为全户内布置时,当两台所用变供电还满足不了市区变电站内供电可靠性要求时(如变电站内有集控中心时),还需考虑外来10kV电源接所用变的情况 (如常州供电公司110kV城北变电站,第三台所用变采用了施工时10kV外接电源转 带负荷开关和干式变的供电方式)。 2.6变压器室散热通风
典设B-2-1方案,当变压器户内布置时,应考虑变压器室散热通风的计算及设计方法。对变压器室自然通风应进行传热与流动的机理分析,仔细研究变压器室散热、变压器本身结构、变压器室进排风口面积与位置以及变压器室高度等之间的相互关系。
2.7GIS室内是否设置行车
典设B-2-1方案,110kV GIS室内不设置行车。但依据以往的设计经验和施工安装反馈的意见,GIS室内最好设置行车,这对于施工、 安装、维护、检修都有好处,可以提高GIS安装质量。
2.8变电站接地
典设方案中,变电站建设接地都采用钢接地(包括接地引下线、接地网和接地极),特殊情况如高腐蚀土壤地区或化工区宜推荐采用铜或铜包钢接地体。
3、其他一些110kV变电站设计模式
3.1设计模式 1(主要适用于农村)
(1)工程规模
工程远景规模2×40MV·A变压器,电压等级为110/35/10kV,本期上一台40MV·A主变,110kV二回进线一次建成。35kV出线远景 8回,本期6回;10kV出线远景16回,本期上8回。土建一次建成。
(2)主接线
①110kV为内桥接线,户外布置。
②35kV系统采用单母线分段接线,架空出线。
③10kV系统采用单母线分段带旁路接线 ,电缆出线。
(3)设备选型
①主变压器:SSZ9-40000/110;
②110kV开关选用SF6开关,户外布置。
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110KV变电站工程建设
③35kV设备选用固定式开关柜,断路器选用FP4025型SF6开关。
④10kV设备选用GG-1A(F)开关柜,断路器选用真空开关。
⑤无功补偿采用的成套装置,容量配置为(2400+1800)kvar,分组投切。
(4)布置变电站
110kV配电装置为户外中型布置,35kV开关室和10kV开关室为二幢独立的一层建筑,施工周期短,出线方向、走廊明确,二台主变按一字型排列,其中心间距为19.7m,净距13.45m,大于规程要求的8m,故两台主变间不需设防火墙,主变外壳与35kV和10kV开关室的外墙间净距均大于10m,故35kV和10kV开关室均可按需要开设门窗。变电站内有一条环形运输通道,运输主变的15m超长大平板车可直接驶入变电站,卸下主变后经环形通道驶出变电站,也可根据需要将检修的主变从运行的主变旁沿运输道牵引出去,满足其间电气安全净距要求。电容器采用密集型电容器,布置在户外。
3.2设计模式2(主要适用于农村或小城市城郊) (1)工程规模
远景2×40MV·A变压器,电压等级为110/10kV,本期上一台40MV·A主变,110kV二回进线一次建成。10kV出线远景16回,本期上 8回。土建一次建成。
(2)主接线
110kV为内桥接线,户外布置。10kV系统采用单母线分段接线,电缆出线。
(3)设备选型
①主变压器选用40000/110,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV开关选用SF6开关,户外布置。
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④无功补偿采用成套装置,容量配置为本(3600+1200)kvar,分组投切。 (4)布置
变电站围墙东西长51m,南北宽66m,面积3804m2(包括进所道路50m)。110kV配电装置为户外中型布置,控制室和10kV配电装置等布置在户内。110kV内桥接线采用户外普通中型布置,两内桥进线中心距为16m。二台主变中心间距为16m,净距大于规程要求的8m,故两台主变间不需设防火墙。变电站内有一条环形运输通道,方便运输主变和维护设备。10kV开关柜双列布置,主变中心到10kV开关室的外墙间净距为12.5m,大10m,故10kV开关室均可按需要开设门窗。10kV及控制电缆进出线考虑电缆沟布置方式。 3.3设计模式3(主要适用于城郊)
(1)工程规模
变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压,110kV二回进线,110kV配电装置采用GIS组合电器,户内布置,内桥接线。
10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。
(2)电气主接线
变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。
(3)设备选型
①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV选用GIS,户内布置。
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置为(3600+2400)kvar,分组投切。
(4)布置
变电站占地面积3450m2,约5.2亩,建筑面积约1228m2。110kV采用GIS,布置方式为除变压器在户外外,其余均布置在户内。变电站内有一条宽为4m的环形运输通道。主体建筑
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物东西长40.32m,南北宽11.0m,配电装置楼总高度15.0m,控制楼总高度10.0m。在变电站建筑物的东、北面另有宽为1.5m高为1.4m的运输平台;10kV开关室布置在一层,层高为5.0m。室内开关柜双列布置;110 kVGIS室布置在主建筑二层,层高为10.0m,消弧线圈室和检修间上方的屋顶作为GIS的吊装平台,吊装平台通向室外楼梯。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求,在10kV开关室的下面设置了一层电缆夹层,层高为2.6m,因考虑通风、采光、出线方便以及变 压器室抬高高度,夹层采用局部下沉的方式,其中有1.4m在室外地坪以上,1.2m在地坪以下。
3.4设计模式4(主要适用于大、中城市城区) (1)工程规模
变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压，110kV二回进线,110kV配电装置采用GIS,户内布置,内桥接线。10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。
(2)电气主接线
变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。两路110kV进线与两台主变之间采用内桥接线方式。正常情况可按一路电源供两台主变,另一路进线电源断路器待备投,或两路电源各供一台主变,由桥断路器实现互备投等方式运行。
(3)设备选型
①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV选用GIS,户内布置。
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置(4008+2×2004)kvar,分组投切。
(4)布置
变电站内有一条宽为4m的环形运输通道。道路转弯半径大于12.0m,便于主变运输。110kV采用GIS,布置方式(包括变压器)全部户内布置。主体建筑物东西长52.60m,南北宽23.00m,配电装置楼总高度14.50m。变电站建筑物占地约3327.2m2。在变电站建筑 物的东、南、北面另有宽为1.50m高为1.40m的运输平台。10kV开关室都布置在一层,层高为5.0m。室内开关柜双列布置,东西两门为工作人员通道,运输大门布置在北面通向室外。电容器室和消弧线圈室布置在主建筑一层10kV开关室的东侧,二次设备室布置在10kV开关室东面。所有有电气设备的房间(除10kV开关室)都尽量布置在建筑物的外缘,以便通风、采光。此外在东北面还有门卫区、门厅和室内楼梯间,门卫区只设值守间。变电站为全户内两层布置,110kV全电缆进线,10kV全电缆出线。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求,在10kV开关室的下面设置了一层电缆夹层,层高为2.6m,因考虑通风、采光、出线方便及变压器室抬高高度,夹层采用局部下沉的方式,其中有1.4m在室外地坪以上,1.2m在地坪以下。夹层有两处通道,一处是门厅内的室内楼梯间,另一处在检修间内。防直击雷保护考虑在主建筑物顶上安装避雷带,构成防直击雷过电压保护。
3.5设计模式5(主要适用于城郊)
(1)工程规模
变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压,110kV二回进线,110kV配电装置采用CAS组合电器,户内布置,内桥接线。
10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。 (2)电气主接线
变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。
(3)设备选型
①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。
②110kV选用CAS组合电器,户内布置。
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110KV变电站工程建设
③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。
④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置为10020kvar,分组投切。 (4)布置
110kVCAS等设备采用户外紧凑型设备,安装在配电建筑二楼,配电建筑采用二层布置。配电建筑为长方形,二层布置,一层北面从 西到东依次为检修间、工具间、10kV电容器室、楼梯间;一层南面自西向东分别为10kV消弧线圈室、10kV开关室、门厅及辅房,夹层楼梯间布置在10kV开关室。二层从西向东依次为110kV配电装置室、二次室及楼梯间。
4、结束语
湘能电力承接的110kV变电站工程典型设计在统一建设标准、统一设备规范、方便设备招标、提高工作效率、降低变电站建设和运行成本等方面起到了很大的促进作用，加快了工程初步设计的进度及简化了初步设计审查的步骤。
发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
目录
摘要 .................................................. 2 一主变压器的选择 ......................................... 2 1.1、主变压器的选择 ................................... 2 1.2 主变压器容量的选择 ................................ 2
2、变电所主变压器的容量和台数的确定 ................... 2 二主接线选择 ............................................. 3 1.1、主接线选择要求 ................................... 3 1.
2、对变电所电气主接线的具体要求 ..................... 4 1.3、根据给定的各电压等级选择电压主接线 ............... 5 1.4母线型号的选择。 .................................. 6 1.5母线截面的选择 .................................... 6 三.电气主接线图(110kV/35kV/10kV) ....................... 8 四.总结 .................................................. 9 参考文献 ................................................ 10
1 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
摘要
电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，特别是供电稳定性、可靠性和持续性，然而电网的稳定性、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、扩建方便能是由一次能源经加工转化成的能源，与其他形式能源相比，它就具有远距离输送、方便转换与控制、损耗小、效率高、无气体和噪声污染。而发电厂是将一次能源转化成电能而被利用。按一次能源的不同，可将发电厂分为火力发电、水力发电、核能发电、以及风力发电、等太能发电厂。这些电能通过变电站进行变电，降电能输送到负荷区。
一 主变压器的选择
1.1、主变压器的选择
概述：在合理选择变压器时，首先应选择低损耗，低噪音的S9,S10,S11系列的变压器，不能选用高能耗的电力变压器。应选是变压器的绕组耦合方式、相数、冷却方式，绕组数，绕组导线材质及调压方式。
在各种电压等级的变电站中，变压器是主要电气设备之一，其担负着变换网络电压，进行电力传输的重要任务。确定合理的变压器容量是变电所安全可靠供电和网络经济运行的保证。因此，在确保安全可靠供电的基础上，确定变压器的经济容量，提高网络的经济运行素质将具有明显的经济意义。 1.2 主变压器容量的选择
变电站主变压器容量一般按建站后5-10年的规划负荷考虑，并按其中一台停用时其余变压器能满足变电站最大负荷Smax的50%-70%(35-110kV变电站为60%)，或全部重要负荷(当Ⅰ、Ⅱ类负荷超过上述比例时)选择。 即 n1SN0.60.7Smax
式中 n—变压器主变台数
2、变电所主变压器的容量和台数的确定
1. 主变压器容量的确定
2 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
1.1主变器容量一般按变电所建成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
1.2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。 1.3同等电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出发，推行系列化，标准化。
2. 主变压器台数的确定
2.1对大城市郊区的一次变电所在中低压侧，构成环网的情况下，变电所应装设2台主变压器为宜。
2.2对地区性孤立的一次性变电所，或大型工业专用变电所，在设计时应考虑，装设3台主变压器的可能性。
2.3对于规划只装设2台主变压器的变电所，其变压器基础，应按大于变压器容量的1-2级设计，以便负荷发展时，更换变压器的容量。单台容量设计应按单台额定容量的70%—85%计算。
二 主接线选择
1.1、主接线选择要求：
1.可靠性: 所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电，衡量可靠性的客观标准是运行实践。主接线的可靠性是由其组成元件(包括一次和二次设备)在运行中可靠性的综合。因此，主接线的设计，不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。同时，可靠性并不是绝对的而是相对的，一种主接线对某些变电站是可靠的，而对另一些变电站则可能不是可靠的。评价主接线可靠性的标志如下：
(1)断路器检修时是否影响供电;
(2)设备、线路、断路器、母线故障和检修时，停运线路的回数和停运时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电;
(3)有没有使发电厂或变电所全部停止工作的可能性等。 (4)大机组、超高压电气主接线应满足可靠性的特殊要求。 2..灵活性: 主接线的灵活性有以下几方面的要求：
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(1)调度灵活，操作方便。可灵活的投入和切除变压器、线路，调配电源和负荷;能够满足系统在正常、事故、检修及特殊运行方式下的调度要求。
(2)检修安全。可方便的停运断路器、母线及其继电器保护设备，进行安全检修，且不影响对用户的供电。
(3)扩建方便。随着电力事业的发展，往往需要对已经投运的变电站进行扩建，从变压器直至馈线数均有扩建的可能。所以，在设计主接线时，应留有余地，应能容易地从初期过度到终期接线，使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。
3.经济性: 可靠性和灵活性是主接线设计中在技术方面的要求，它与经济性之间往往发生矛盾，即欲使主接线可靠、灵活，将可能导致投资增加。所以，两者必须综合考虑，在满足技术要求前提下，做到经济合理。
(1)投资省。主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资;要使控制、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;要适当限制短路电流，以便选择价格合理的电器设备;在终端或分支变电站中，应推广采用直降式(110/6～10kV)变电站和以质量可靠的简易电器代替高压侧断路器。
(2)年运行费小。年运行费包括电能损耗费、折旧费以及大修费、日常小修维护费。其中电能损耗主要由变压器引起，因此，要合理地选择主变压器的型式、容量、台数以及避免两次变压而增加电能损失。
(3)占地面积小。电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。
(4)在可能的情况下，应采取一次设计，分期投资、投产，尽快发挥经济效益。
1.2、对变电所电气主接线的具体要求：
1按变电所在电力系统的地位和作用选择。 2.考虑变电所近期和远期的发展规划。 3.按负荷性质和大小选择。
4.按变电所主变压器台数和容量选择。
5.当变电所中出现三级电压且低压侧负荷超过变压器额定容量15%时，通常采用三绕组变压器。
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6.电力系统中无功功率需要分层次分地区进行平衡，变电所中常需装设无功补偿装置。
7.当母线电压变化比较大而且不能用增加无功补偿容量来调整电压时，为了保证电压质量，则采用有载调压变压器。
8.如果不受运输条件的限制，变压器采用三相式，否则选用单相变压器。 9.各级电压的规划短路电流不能超过所采用断路器的额定开断容量。 10.各级电压的架空线包括同一级电压的架空出线应尽量避免交叉。
1.3、根据给定的各电压等级选择电压主接线
a：110kv侧：
110kv侧出线最终4回，本期2回。
所以根据出线回数电压等级初步可以选择双母不分段接线和双母带旁路母接线。
1.双母不分段接线：
优点：可靠性极高，故障率低的变压器的出口不装断路器，投资较省，整个线路具有相当高的灵活性，当双母线的两组母线同时工作时，通过母联断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，当母联断路器断开后，变电所负荷可同时接在母线或副母线上运行。
缺点：当母线故障或检修时，将隔离开关运行倒闸操作，容易发生误操作。 2.双母线带旁路接线：
优点：最大优化是提供了供电可靠性，当出线断路器需要停电检修时，可将专用旁路断路器投运，从而将检修断路器出线有旁路代替供电。 两组接线相比较：2方案更加可靠，所以选方案双母线带旁路接线。
b：35kv侧
35kv最终6回
所以根据电压等级及出线回数，初步确定，双母线不分段接线和单母线分段带旁路母线接线。 1. 双母线接线
优点：可靠性极高，故障率低的变压器的出口不装断路器，投资较省，整个线路具有相当高的灵活性，当双母线的两组母线同时工作时，通过母联断路器并联运
5 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
行，电源与负荷平均分配在两组母线上，当母联断路器断开后，变电所负荷可同时接在母线或副母线上运行。
缺点：当母线故障或检修时，将隔离开关运行倒闸操作，容易发生误操作 2.单母线分段带旁母：
优点：供电可靠性高，运行灵活，但是主要用于出线回路数不多。但负荷叫重要的中小型发电厂及35—110kv的变电所
所以两个比较所以两个比较，双母线接线更加适用，所以选择双母线接线。 C:10.kv侧： 10kv最终8回
1.单母线不分段线路：
优点：简单清晰、设备少、投资少;
运行操作方便，有利于扩建。 2. 单母线分段线路：
优点：可提高供电的可靠性和灵活性;
对重要用户，可采取用双回路供电，即从不同段上分别引出馈电线，有两个电源供电，以保证供电可靠性。
任一段母线或母线隔离开关进行检修减少停电范围。 缺点：增加了开关设备的投资和占地面积; 某段母线或母线隔离开关检修时，有停电问题;
任一出线断路器检修时，该回路必须停电。 所以选择单母线不分段。
1.4母线型号的选择。
矩形铝母线：220kv以下的配电装置中，35kv及以下的配电装置一般都是选用矩形的铝母线，铝母线的允许载流量较铜母线小，但价格便宜，安装，检修简单，连接方便，因此在35kv及以下的配电装置中，首先应选用矩形铝母线。
1.5母线截面的选择
1. 一般要求
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裸导体应根据集体情况，按下列技术调节分别进行选择和校验
1. 工作电流 2. 经济电流密度 3. 电晕
4. 动稳定或机械强度 5. 热稳定
裸导体尚应按下列使用环境条件校验： 1. 环境温度 2. 日照 3. 风速 4. 海拔高度
2 按回路持续工作电流选择
IXUIg
Ig—导体回路持续工作电流，单位为A。
IXU— 相应于导体在某一运行温度、环境条件及安装方式下长期允许的载流量单位A。
7 温度25oC、导体表面涂漆、无日照、海拔高度1000m及以下条件。 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
三.电气主接线图(110kV/35kV/10kV)
6回出线
35kV
10kv 110kV 2出线
厂用电1线
厂用电2线
2回出线
10kV
110kV
35kV 厂用电线
厂用电线路
8 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
四.总结
课程设计已结束，通过对110kV/35kV/10.5kV/变电站接入系统设计，对发电厂电气部分的课程有了更深的了解、掌握，初步学会了用所学的知识解决一些问题，初步学会了把理论转化为实践。在此设计中需要画电气主接线图，电气主接线图大家深知是技术人员进行故障分析所需要的蓝图。变电所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要求，还能有效地减少投资和资源浪费。
9 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计
参考文献
[1]熊信银. 发电厂电气部分. 北京: 中国电力出版社，2009. [2] 马永翔. 发电厂电气部分. 北京: 北京电力出版社，2014. [3] 朱一纶. 电力系统分析. 北京: 机械工业出版社，2012. [4] 刘宝贵. 发电厂电气部分. 北京: 中国电力出版社，200.8
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