110kv变电所电气一次部分设计81893.doc

1．变电所类型：地方降压变电所
2．电压等级:110/35/10kv
3．负荷情况：
(1)变电所用电率：2%；
(2)10KV侧负荷：最大15MW，最小10MW，年最大利用小时数5000小时，COSφ=0.85，其中70%负荷为一、二类负荷；
(3)35KV侧负荷：最大36MW，最小30MW，年最大利用小时数5000小时，COSφ=0.85，其中70%负荷为一、二类负荷。
4.出线回路：
(1)35KV系统：出线6回；
(2)10KV系统：出线10回。
5.系统情况：
(1)110KV系统：出线2回；
(2)系统总容量1500MW，最大运行方式下XS*=0.86，最小运行方式下XS*=0.92（SB=1000MVA）。
6.环境条件：
(1)当地年最高温度39度，年最低温度-22，最热月平均温度28度；
(2)当地海拔高度850米，年雷暴日数为15日；
(3)土壤电阻率：ρ<400欧·米。电气主接线方案：
采用110KV侧为桥型接线方式，35KV侧为双母线接线方式，10KV侧为单母线分段接线方式，具体方案详见后。
短路电流计算
首先将整个系统化简为最大运行方式和最小运行方式的正序网络图，具体见后。
导体和电器的选择与设计
本变电站海拔高度850M，可不校验海拔高度位于=3\*ROMANIII类气象区，最高温度39度，年最低温度-22度，温度校验可忽略。详细见后。
防雷计算
对于本变电站的直击雷过电压保护采用避雷针，即在变电站四个角分别架设4支等高的避雷针，经过计算，可保护全变电站，详细见后。
接地网设计
本设计中采用以水平接地体为主，带垂直接地体的人工接地体，全所铺设长条形均压带，每条均压带间隔6M，埋深0.8M，详细见后。
方案一：内桥接线；
方案二：双母线带旁路接线。
a.内桥接线（如图3.1）
优点：
(1)高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器；
(2)通过加装正常断开运行的跨条，当出线断路器检修时，不影响对任何一回线路的供电；
(3)在跨条上加装两组隔离开关后，可以轮流停电检修任何一组隔离开关而不影响对负荷的供电。
缺点：
(1)变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；
(2)不利于扩建。

图3.1内桥接线

图3.2双母线带旁路接线
b.双母线带旁路接线（如图3.2）
优点：检修断路器时不中断该回路供电。使运行更加灵活，保证了供电的可靠性。
(1)当其中一个电源点发生故障时，可以由另一电源供电。
(2)当其中一回进线断路器发生故障，根据系统潮流分布，系统又不允许另一回路向它供电，由旁路断路器代替通过旁路母线供电，而不至于造成全站失电。
缺点：
(1)所用的断路器、隔离开关增加，同时又增加了一条母线，使得占地面积增加，提高了造价；
(2)设备多导致操作复杂。
2.35KV侧接线方式：
根据原始资料可知，35KV侧出线较多，又一、二类负荷占得比例大，按照《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》确定35KV侧接线方式方案。
方案一：单母线分段接线
方案二：双母线接线
a.单母线分段接线(如图3.3)
优点：
(1)用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。
(2)当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。
(3)简化低压侧的继电保护装置。
缺点：
(1)当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。
(2)检修任一回路必须断开该回路的断路器停止供电。
(3)扩建时需向两个方向扩建。

图3.3单母线分段接线

图3.4双母线接线
b.双母线接线（如图3.4）
优点：
(1)采用双母线接线可进行倒闸操作，有利于刀闸的检修，避免了因负荷大使刀闸发热从而引发线路停电；
(2)倒闸操作后有利于母线的检修，而不影响对负荷的供电。
缺点：
(1)检修刀闸必须使线路停电；
(2)占地面积大。
3.10KV侧接线方式
由原始资料可知，待设计变电站有10KV出线10回，出线数量较多，且一、二类负荷占的比例大，根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》确定10KV侧接线方式。
a.单母线接线（如图3.5）
优点：
(1)接线简单清晰，设备少，操作方便;
(2)便于扩建，节省投资和占地。
缺点：
(1)不够灵活可靠，当母线停运（母线检修、故障、线路故障后线路保护或断路器拒动）将使全部支路停运，且停电时间长;
(2)单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障母线分开后才能恢复非故障段的供电。
适用范围：一般只适用于一台主变压器的以下三种情况：
(1)6-10KV配电装置的出线回路数不超过5回；
(2)35-63KV配电装置的出线回路数不超过5回；
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