变配电工程设计示例

本书以某110kV变电站的设计为例，介绍变电站电气部分初步设计的内容和步骤。

9.5.1 设计任务及要求

某地需新建一座2×50MV·A，110／10kV的降压变电站。为了提高运行可靠性、提高劳动生产率、降低建设成本、带动企业科技进步、提高整体管理水平，要求本站尽量按照无人值班变电站的要求设计。

9.5.2 设计原始资料

1.本变电站的建设规模

（1）变电站类型为110kV降压变电站。

（2）变电站的容量为2×50MV·A；年最大利用小时数为4 200h。

2.电力系统部分

（1）本变电站在电力系统中的地位和作用是：为终端变电站，满足周围地区的负荷增长要求。

（2）接入系统的电压等级为110kV，为两回进线，分别接两个附近的变电站，输电线长分别为8km和12km，如图9.5.1所示。

（3）电力系统总装机容量为8 000MW，X1＝X2＝0.4，X0＝0.6，短路容量为2 800MV·A。

图9.5.1 本变电站与电力系统连接的接线图

（4）有关变电站的电气参数。

220kV变电站1：三绕组变压器容量为S＝180MV·A，变比220／110／10，阻抗电压为Uk1－2＝8.7％，Uk1－3＝33％，Uk2－3＝23.3％，YN，yn0，d11，中性点接地运行，额定电压为220±8×1.25％／121／10.5V。

220kV变电站2：三绕组变压器容量为S＝90MV·A，变比220／110／35，阻抗电压为Uk1－2＝13.4％，Uk1－3＝21.8％，Uk2－3＝7.3％，YN，yn0，d11，中性点接地运行，额定电压为220±7×1.46％／121／38.5V。

3.负荷情况

（1）10kV侧共有26回线路（其中2回为备用），每回出线最大负荷均设定为3 000kW，最小负荷按最大的70％计算。

（2）负荷同时率取0.85，cosφ＝0.8，Tmax＝4 200h／g。

（3）所用电率为1％。

4.环境条件

（1）本站位于郊区，有公路可达。

（2）海拔高度为92m，土壤电阻率为2.5×104Ω·cm，地下深处（0.8m）温度为28.0℃，最热月（7月）最高气温月平均值为34.0℃，最冷月（1月）最低气温月平均值为8.0℃，雷暴日数为63.2（日／年）。

9.5.3 主接线设计

1.主接线的设计原则和步骤

（1）主接线的设计原则。电气主接线设计的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件的设计先进性和可靠性，坚持可靠、先进、经济、适用、美观的原则。结合主接线设计的基本原则，所设计的主接线应满足供电可靠性、灵活、经济，留有扩建和发展的余地。在进行论证分析时，更应辩证地统一供电可靠性和经济性的关系，方能做到先进性和可行性。

（2）主接线的设计步骤。

①对设计依据和原始资料进行综合分析。

②拟定可能采用的主接线形式。

③确定主变压器的容量和台数。

④确定厂用电源的引接方式。

⑤论证是否需要限制短路电流，若需限制短路电流，应采取什么措施。

⑥对拟订的方案进行技术、经济比较，确定最佳方案。

⑦选择断路器、隔离开关等电气设备。

2.主接线方案的拟订

电气主接线是根据电力系统和发电厂（变电站）具体条件决定的，它以电源和出线为主体，当只有两台变压器和两条输电线路时，采用桥形接线，所用断路器数目最少。在进出线数目较多时，为方便电能汇集和分配，设置母线作为中间环节，使接线简单清晰，运行方便，有利于安装和扩建。但设有母线后，配电装置占用面积较大，使用断路器等设备数增加，因而有时也采用无母线的接线方式。

在对原始资料分析的基础上，结合对电气主接线的可靠性、灵活性等基本要求的综合考虑，初步拟定以下三种主接线形式。

3.主接线方案的技术比较

（1）单母线分段接线。单母线分段接线如图9.5.2所示。

图9.5.2 单母分段接线（高压侧）

优点：简单清晰，设备少，投资少，运行操作方便，当某一进线断路器故障或检修时，可维持两台变压器同时运行向负荷供电。

缺点：可靠性和灵活性较差。

（2）无母线接线。线路变压器组接线是无母线接线的一种方式，如图9.5.3所示。

图9.5.3 线路变压器组接线（高压侧）

缺点：由于无汇流母线，不利于电能的汇集和平衡分配，且当某一进线断路器故障或检修时，该回路必须暂时停运，导致过负荷运行。

（3）内桥形接线。内桥形接线如图9.5.4所示。

图9.5.4 内桥接线（高压侧）

优点：高压断路器数量少，两个回路只需三台断路器。

缺点：变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路暂时停运；桥形断路器检修时，两个回路需解列运行。当进线断路器检修时，线路需较长时间停运。

根据以上分析比较，无母线接线可靠性差，故放弃无母线接线方式。从技术上选择单母线分段接线和内桥接线再作经济比较。

4.主变压器的选择

1）相数确定原则

主变压器采用三相或单相，考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素。具体考虑到以下原则。

（1）不受运输条件限制，可选用三相变压器。

（2）对500kV及以上电力系统的主变压器选择，除按容量、制造水平、运输条件确定外，更重要的是考虑负荷和系统情况，保证供电可靠性，进行综合分析。在满足技术经济的条件下确定选用单相变压器，还是三相变压器。

2）绕组连接方式的确定

变压器三相绕组的连接组别必须保证和系统电压相位一致，否则，不能并列运行。电力系统绕组的连接方式只有星形“Y”和三角形“△”两种，因而可根据具体工程来确定。

我国110kV及以上电压，变压器三相绕组都采用YN连接；35kV采用Y连接，其中性点多通过消弧线圈接地；35kV及以下电压，变压器三相绕组都采用D连接。

变电站中，考虑到系统或机组的同步并列要求，以及限制三次谐波对电源的影响因素，主变联结组别一般都选用YN，d11常规接线。

根据以上原则，主变压器绕组连接方式采用YN，d11。

3）调压方式的确定

为了保证发电厂或变电站的供电质量，电压必须维持在允许范围内。通过变压器分接头开关的切换，改变变压器高压绕组的匝数，从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：不带负荷切换，称为无激磁调压，调整范围通常在2×2.5％以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30％，但结构较复杂，价格较贵。只有在以下情况才予以选用有载调压。

（1）接于出口电压变化大的发电厂的主变压器，特别是潮流方向不固定，且要求变压器二次电压维持在一定水平时。

（2）接于时而为送端、时而为受端，且有可逆工作特点的联络变压器，为保证供电质量，要求母线电压恒定时。

（3）发电机经常在低功率因数下运行。

根据该站的实际情况，主变压器调压方式选择有载调压。

4）冷却方式的选择

冷却方式采用强迫油循环风冷却。

5）容量、台数的确定

当两台变压器并联运行时，一台变压器停运，另一台变压器应能承担70％左右的总负荷。根据负荷情况

P＝70％×3 000×24×0.85kW＝42 840kW

S＝42 840／0.8kVA＝53 550kVA

则选取两台额定容量为50 000kVA的变压器。

根据以上选择结果，查阅设计手册，变压器参数如表9.5.1所示。

表9.5.1 主变压器参数

5.主接线方案的经济性比较

1）概述

方案必须满足电力系统运行、检修和发展的基本技术要求。同时，在满足技术要求的若干方案中作经济性比较，选取投资及年运行费用最小的方案。

2）经济性比较的内容

（1）综合总投资。

（2）年运行费用U的计算。

3）经济性比较项目计算式

（1）综合总投资的计算。

Z＝Z0（1＋a／100）

式中，Z0为主体设备投资，包括变压器、开关设备、配电装置及明显的增修桥梁、公路和拆迁的费用；a为不明显的附加费用比例系数，如基础加工、电缆沟道开挖费用等，对220kV取70，110kV取90。

（2）年运行费用计算。主接线中电气设备的年运行费用U主要包括变压器的电能损耗及设备的检修、维护和折旧等费用，按投资百分率计算，即

U＝a×ΔW＋U1＋U2（万元）

式中，U1为检修维护费用，取（0.022～0.042）Z，Z为综合投资费用；U2为折旧费，取0.0582 Z；a为电能损耗折算系数，取平均售电价；ΔW为变压器电能损失。

双绕组变压器电能损耗计算式为

ΔW＝∑［n（ΔP0＋kΔQ0）＋（1／n）（ΔP＋kΔQ）（S／SN）2］t

式中，n为相同变压器台数；SN为每台变压器额定容量，单位为kV·A；S为n台变压器负担的总负荷，单位为kV·A；t为对应负荷S使用的小时数，单位为h；ΔP0、ΔQ0为每台变压器的空载有功损耗和无功损耗，单位为kW和kvar；ΔP、ΔQ为每台变压器的短路有功损耗和无功损耗，单位为kW和kvar；k为单位无功损耗引起的有功损耗系数，系统中的变压器取0.1～0.15。

（3）本站具体经济计算。查阅《电力系统设计参考资料》并将其单价扩大为原来的4倍。

单母线分段 　（70.8－9.27×2）×4万元＝209.04万元

内桥接线 　33.6×4万元＝134.4万元

主变 　43×4万元＝172万元

断路器 　13×4万元＝52万元

隔离开关　1.7×4万元＝6.8万元

综合总投资　Z＝Z0（1＋a／100）， a＝90

单母分段

Z＝（172×2＋209.04＋52×5＋6.8×8）×（1＋90／100）万元＝1 648.14万元

内桥接线

Z＝（172×2＋134.4＋52×3＋6.8×6）×（1＋90／100）万元＝1 282.88万元

年运行费用

U＝a×ΔW＋U1＋U2＝（0.07×ΔW＋0.042×Z＋0.058×Z）万元＝（0.07×ΔW＋0.1×Z）万元

①单母线分段

U＝（0.07×739.7×104×10－4＋0.1×1 648.14）万元＝216.59万元

②内桥接线

U＝（0.07×739.7×104×10－4＋0.1×1 282.88）万元＝180.07万元

从以上的总投资和年运行费用计算可看出，投资省的方案年运行费用也少，所以确定内桥接线为最佳方案。

9.5.4 短路电流计算

1.短路电流计算的目的及方法

当电力系统发生短路时，由于电源供电回路阻抗的减少，以及突然短路时的瞬变过程，使短路回路中的电流值大大增加，可能超过该回路额定电流的许多倍。短路还会引起电网中电压的下降，特别是短路点处的电压下降最多。短路电流计算方法如下。

1）运算步骤

（1）计算各元件标幺值，作出等值电路。

（2）进行网络简化，求出各个电源点与短路点间的电抗，即转移电抗。

（3）将转移电抗换算成各电源的计算电抗。

（4）查运算曲线，得到各电源在某一时刻的短路电流标幺值。

（5）将标幺值换算成有名值并求和，即短路电流。

2）计算机算法

计算机算法是利用对称分量法原理进行计算的。首先，假设网络是线性的迭加原理，将三相实际网络分解为正序、负序、零序三个网络，并假定正常情况下，网络是对称的，即三个序网是各自独立的。然后，运用迭加原理，将各个序网的电压、电流分解为正常分量和故障分量。最后，根据故障类型的边界条件，将三个序网连成一个完整网络，应用线性交流电路理论，计算出三个序网电压、电流的故障分量，再与正常分量相加，便可得三序电压、电流的实际值，再由三序电压、电流计算出三相实际网络电压和电流。采用计算机算法有下列基本假设。

（1）不计元件的电阻，只计电抗。

（2）不计输电线路对地电纳。

（3）不计变压器的非标准变比。

（4）不计负荷或负荷用恒定电抗表示。

（5）发电机次暂态电动势的E″标幺值均为1，幅角均为0。

2.短路点的确定

为了使所选导体和电器具有足够的可靠性、经济性和合理性，并在一定时期内适应系统的发展需要，作选择、验算用的短路电流按下列条件确定。

（1）容量和接线，按本工程设计最终容量计算，其接线应采用可能发生最大短路电流的接线方式。

（2）短路种类，按三相短路计算。

（3）短路点的确定，一般选以下地点作短路点：①发电机、变压器回路的断路器；②母联断路器；③带电抗的出线回路；④各电压级母线。

3.短路电流计算

1）参数计算（略）

取基准容量Sb＝100MV·A，各级基准电压Ub为其平均额定电压，所有阻抗均换算成标幺值计算。系统等值电路如图9.5.5所示。

系统网络简化，得简化的系统网络如图9.5.6所示。

图9.5.5 系统等值电路

图9.5.6 系统网络简化电路

2）计算各短路点的短路电流

短路电流（标幺值及有名值）计算结果表，如表9.5.2所示（过程略）。

表9.5.2 短路电流计算结果表

9.5.5 电气设备的选择与校验

1.设备选择原则及条件

设备选择原则及条件详见第2章2.6节。

2.高压短路器、隔离开关选择

（1）110kV断路器、隔离开关选择结果如表9.5.3所示，方法详见第2章2.6节。

表9.5.3 110kV断路器、隔离开关选择结果表

（2）10kV断路器、隔离开关选择结果如表9.5.4所示。

表9.5.4 10kV断路器、隔离开关选择结果表

3.母线选择

（1）10kV侧母线的选择。已知母线的额定电压为10kV，短路电流＝21.802kA， ＝21.802kA，最大负荷年利用小时数为4 200h，变压器后备保护tb＝3s，断路器全开断时间tkd＝0.2s，地区最热月平均温度为34℃，母线按三相水平布置，相间距离a＝0.7m。

10kV侧母线选择两条标准槽形母线125×50×6.5（h×b×c），绝缘子距取1.5m。

（2）变压器与10kV侧母线连接线选择。已知线路额定电压为10kV，短路电流＝21.802kA，＝21.802kA，最大负荷年利用小时数为4 200h，变压器后备保护tb＝3s，断路器全开断时间tkd＝0.2s，地区最热月平均温度为34℃，母线按三相水平布置，相间距离a＝0.7m。

变压器与10kV侧母线连接线选用两条标准槽形母线150×65×7（h×b×c），绝缘子距取1.5m。

9.5.6 设计结果

1.设计说明书

2.电气系统图

电气系统图见图9.5.7变电站主接线图。