220kV降压变电站电气一次部分设计(五)

第8章  主接线比较选择
 由设计任务书给定的负荷情况：220kV出线7回（其中备用2回），110kV出线10回（其中备用2回），10kV出线14回（其中备用2回），该变电站主接线可以采用以下两种方案进行比较：
8.1.方案一
 8.1.1．220kV采用双母带旁路母线接线方式，110kV采用双母三分段接线。
 根据《电力工程电气设计手册》第一册可知，220kV出线5回以上、在系统中居重要地位时可考虑设计旁路母线，考虑到220kV近期5回，装设专用母联断路器和旁路断路器。
 根据《电力工程电气设计手册》第一册可知，110kV出线为7回及以上时装设专用旁路断路器。而由原始资料可知，110kV出线10回（其中备用2回），装设专用母联断路器和分段断路器。
 10kV出线12回（其中备用2回），可采用单母分段接线方式。
 8.1.2．方案一的接线特点：
 1）220kV采用双母带旁路接线方式，并且设置专用旁路断路器，使检修或故障时，不致破坏双母接线的固有运行方式，及不致影响供电可靠性。
 2）110kV采用双母三分段接线方式，并且设置专用分段断路器，具有分段单母线和一般双母线的特点，而且具有更高的可靠性和灵活性；使检修或故障时，不致破坏双母接线的固有运行方式，不致影响供电可靠性。
 3）10kV侧采用单母分段接线时，接线简单清晰，设备少，操作方便等优点，重要用户可以用双回路接于不同母线段，保证不间断供电。
 8.1.3．方案一接线的缺点：
 220kV采用双母线带旁路母线接线，运行时，操作步骤复杂、投资高、占地面积大，旁路断路器的继电保护整定比较复杂；110kV采用双母线三分段接线，配电装置占地面积大、投资高；运行时，操作步骤复杂、投资高，不推荐上述方式。

8.2. 方案二
 8.2.1．220、110kV均采用双母线接线方式，10kV采用单母线分段接线。
 8.2.2．方案二其接线方式的特点：
 1）220、110kV双母线接线，在其中一回母线检修或故障时，仍可保证有一回母线正常运行，不致影响供电可靠性；另外，220、110kV出线中重要线路全部采用双回路，其中一回发生故障或断路器检修时，仍可保证重要线路的供电可靠性。
 2）10kV侧采用单母线分段接线，可以使重要负荷及所用电的供电从不同的母线分段取得。当一段母线发生故障时，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。
 8.1.3．方案二接线的缺点：
 1）双母线在母线检修或故障时，隔离开关作为倒换操作电器，操作复杂，容易发生误操作；
 2）当一组母线故障时仍短时停电，影响范围较大；
 
8.3. 方案比较
8.3.1．两种方案所用主要设备数量对比
隔离开关 断路器
220kV 双母线接线 双母线带旁路接线 双母线接线 双母线带旁路接线
 21 29 8 9
110kV 双母线接线 双母线三分段接线 双母线接线 双母线三分段接线
 35 39 11 13
 比较：方案一中220kV部分所用的断路器比方案二多1个，隔离刀闸多8个；方案一中110kV部分所用的断路器比方案二多2个，隔离刀闸多4个，方案一的设备数量要大于方案二。
8.3.2．投资费用对比
8.3.2.1．方案一综合投资ZA
     主变部分：Z1===199.2万元
     220kV部分：Z2===479.57万元
     110kV部分：Z3===259.83万元
     10kV部分：Z4===44.3万元
     方案一综合投资为：ZA= Z1+Z2+Z3+ Z4=199.2+479.57+259.83+44.3=982.9万元
8.3.2.2．方案二综合投资ZB
     主变部分：Z1’===199.2万元
     220kV部分：Z2’===405.79万元
     110kV部分：Z3’===237.79万元
     10kV部分：Z4’===44.3万元
     方案一综合投资为：ZB= Z1’+Z2’+Z3’+ Z4’=199.2+405.79+237.79+44.3=887.08万元
8.3.2.3．根据综合投资对比，方案一投资高过方案二约96万元，经济性较差。
8.3.2．运行费用分析对比
 因方案一、二均选用2台主变，所以年度运行费用中电能损耗相同，而设备运行维护费用可根据上述设备数量对比表判断方案一运行费用要高过方案二。
8.4．方案推荐
 根据上述对比可以看出，方案二在经济性方面优于方案一，在运行可靠性方面基本等同于方案一，经过综合比较，决定推荐方案一。（两方案主接线简图见附图）
 
 第9章  主变容量的确定计算
 9.1．主变容量确定
 本设计原始资料中，220kV侧A、B、C三个系统电源容量较大，可以认为是无限大系统，该侧的5回出线负荷功率包括本站需要通过主变传送110及10kV侧负荷和可能存在的系统穿越；110kV侧没有电源，系统最大计算负荷为217.4MVA,该侧共10回出线（两回备用），单回最大负荷容量为54.11MVA。剩下8回分别为一些工厂和地区变电所的进线。10kV侧没有电源，该侧系统最大计算负荷为12.4MVA。站区负荷最大为400kVA，因此，在正常运行情况下，主变传送的总容量为（注：计算时功率因数取0.85）：
 9.1.1．正常工作时，220kV侧通过主变向110kV侧输送功率
 S1=231×0.8÷0.85=217.4MVA,
 9.1.2．220kV侧通过主变向10kV侧输送功率
 S2=12.4×0.7÷0.85+0.4=10.6MVA,
 9.1.3．主变输送的最大容量
 Smax =S1+S2=217.4+10.6=228MVA
 9.1.4．根据设计任务书要求，本期采用两台主变，选择容量时应满足当一台主变压器故障或者检修时，另一台主变压器可承担70%的负荷保证全变电所的正常供电。
由此可得单台主变最小容量：
 Smin＝228×0.7＝159.6MVA
 220kV变电所常用的单台主变容量为120、150、180、240MVA。由此可选择两台容量为180MVA的主变。
 9.1.5．I、II级负荷校验：
 110kV侧I、II级负荷：231×0.8×0.85÷0.85=184.8 MVA
 10kV侧I、II级负荷：12.4×0.7×0.7÷0.85+0.4×0.5=7.35 MVA
 I、II级总负荷：184.8+7.35=192.15 MVA
 I、II级总负荷与主变额定容量之比：192.15/180=1.07，这样，全部I、II级负荷超额定容量7%，满足单台主变长期运行要求，符合要求。
 9.1.6．所以，选择两台容量为180MVA的主变，主变总容量为360MVA
 
 9.2．主变型号选择
 9.2.1．主变主要通过高压绕组从220侧向至中、低压绕组侧传送功率，10kV侧最大功率为10.6MVA，因此，可选择容量比为100/100/50。
 本设计主变为大型变压器，发热量较大，根据现阶段主变散热片制造工艺的提高，在不启动强迫风冷的情况下，主变可带80%负荷稳定运行，再根据变电站建在郊区，通风条件好，可选用强迫风冷却方式。
 本变电站为地区枢纽站，担负起整个地区电压质量稳定的重任，因此考虑采用有载调压变压器。
 9.2.2．变压器的技术参数
 根据以上条件选择，确定采用中山ABB变压器厂的型号为SFSZ9-180000/220的220kV三绕组有载调压电力变压器，具体参数如下
型号 SFSZ10-180000/220
联接组标号 YN，yn0，d11
空载电流% 0.7
空载损耗(kw) 178
短路损耗(kw) 650
额定电压(KV) 高压 中压 低压
 220±8×1.25% 121 10.5
额定容量MVA 180 180 90
阻抗电压％ 高－中 高－低 中－低
 14 23 7
 
型号中个符号表示意义：
从左至右
S：三相  F：风冷却  S：三绕组  Z：有载调压  9：设计序列号  180000：额定容量 
220：电压等级

 第10章  短路计算
 
等值电路图

10.1.基准值及短路点选取
10.1.1．在短路计算的基本假设前提下，选取基准容量SB = 100MVA，UB 为各级电压平均值（230，115，10.5kV）。
10.1.2．短路点分别选取变电站的三级电压汇流母线：220kV—d1，110kV—d2，10kV—d3。
10.2.计算各元件的电抗标幺值
10.2.1.计算系统电抗标幺值
 由原始材料可知，提供的A、B、C三系统电抗标幺值均为各电源容量为基值，需要换算成在SB=100MVA下的标幺值
 A系统：X1*＝(0.3×100)÷2000=0.015
 B系统：X2*＝(0.4×100)÷1500=0.027
 C系统：X3*＝(0.2×100)÷4000=0.005
10.2.2. 计算变压器各绕组电抗标幺值

阻抗电压％ 高－中 高－低 中－低
 14 23 7
10.2.2.1.各绕组等值电抗
Vs(1-2)％＝14％，Vs（1-3）％＝23％，Ｖs（2-3）％＝7％
高压侧：Vs1% = （Vs(1-2)% + Vs(1-3)%－Vs(2-3)%）
 = （14+ 23－7）
 =15
中压侧：Vs2% = （Vs(1-2)% + Vs(2-3)%－Vs(1-3)%）
  = （14+7－23）
 =－1
低压侧：Vs3% = （Vs(1-3)% + Vs(2-3)%－Vs(1-2)%）
  = （23+7－14）
 =8
10.2.2.2.各绕组等值电抗标么值为：
 高压侧：X9* = Vs1%/100×SB/SN=×＝0.083
 中压侧：X10* = Vs2%/100×SB/SN＝×＝－0.006
 低压侧：X11* = Vs3%/100×SB/SN＝×＝0.09
10.2. 3．220kV各线路等值电抗标幺值为：
 A与B之间联络线：X4* = XA-B×SB/UB2=0.406×60×＝0.046
 B与C之间联络线：X5* = XB-C×SB/UB2=0.406×80×＝0.061
 A与本站之间双回架空线：X6* =XA×SB/UB2=×0.406×60×＝0.023
 B与本站之间单回架空线：X7* =XB×SB/UB2=0.406×40×＝0.031
 C与本站之间双回架空线：X8* =XC×SB/UB2=×0.406×100×＝0.038
10.2. 4．将各标幺值标注在系统等值电抗图上（附图--）

10.3．等值网络简化
10.3.1．等值网络简化计算：
10.3.1.1．Y1*=X1*×X4*+ X4*×X6*+ X1*×X6*=0.015×0.046+0.046×0.023+0.015×0.023＝0.0021
      Y2*=X3*×X5*+ X3*×X8*+ X5*×X8*=0.005×0.061+0.005×0.038+0.061×0.038＝0.0028
 ∑Y*=+++=+++
 =37.04+32.26+18.1+15.36＝102.76
10.3.1.2．计算化简后A、B、C各系统电抗标幺值
 X1*=
   =
   =0.038
 X2*=
   =
   =0.066
 X3*=
   =
   =0.037
10.3.1.3．两台主变三侧电抗进行星形--三角—星形变换简化
10.3.1.3.1两台主变三侧等值电抗星形—三角变换
 X1-2*’=X1-2*”=0.083-0.006+=0.0715
 X1-3*’=X1-3*”=0.083+0.09+=-1.072
 X2-3*’=X2-3*”=0.09-0.006+=0.0775
10.3.1.3.2两台主变三侧等值电抗并联合并
 X1-2* = X1-2*’=0.036
 X1-3* = X1-3*’=-0.536
 X2-3* = X2-3*’=0.039
10.3.1.3.3两台主变三侧等值电抗三角—星形变换
 X1*==0.042
 X2*==-0.003
 X3*==0.045
10.3.1.4．将简化后的系统等值电抗标在图上（附图--）
10.3.1.4．A、B、C三系统容量相对计算容量来说为无穷大，不考虑短路电流周期分量的衰减，可将并联电源支路进行合并：
     E==EA*=1(其中EA*= EB*= EC*，均取1)
     X*===0.0146
10.3.1.5．最终将系统等值电抗图化简如附图

10.4.各短路点短路计算
10.4.1．d1点短路
 110、10kV母线侧没有电源，无法向220KV侧提供短路电流，即可略去不计，等值电路可化间为图一
则d1点短路电流标幺值为：
I d1*〞＝==68.49
换算到220kV侧0秒钟短路电流有名值
I″ = I d1*〞× =68.49× = 17.19KA
根据《电力工程电气设计手册》的相关规定，
远离发电厂的地点（变电所）取电流冲击系数Kch = 1.8，当不计周期分量的衰减时，
短路电流全电流最大有效值
Ich = ×I″ =×17.19=25.96kA
当不计周期分量衰减时，短路电流冲击电流
ich =Kch× I″ =×1.87×I″ = 2.55× I″ = 2.55×17.19= 43.83 kA
短路容量 S = UB × I″ = ×230×17.19 =6848MVA
10.4.2．d2点短路
 如d1处短路类似， 10kV母线侧因没有电源，
无法向110kV侧提供短路电流，即可略去不计，
等值电路可化简为图二
则短路电流
则d2点短路电流标幺值为：
I d2*〞＝==18.66
换算到110kV侧0秒钟短路电流有名值
I″ = I d2*〞× =18.66× = 9.37KA
根据《电力工程电气设计手册》的相关规定，
远离发电厂的地点（变电所）取电流冲击系数
Kch = 1.8，当不计周期分量的衰减时，
短路电流全电流最大有效值
Ich = ×I″ =×9.37=14.15kA
当不计周期分量衰减时，短路电流冲击电流
ich =Kch× I″ =×1.87×I″ = 2.55× I″ = 2.55×14.15= 36.08 kA
短路容量 S = UB × I″ = ×115×14.15 =2848.48MVA
10.4.3．d3点短路
 如d1处短路类似，110kV母线侧因没有电源，
无法向10kV侧提供短路电流，即可略去不计，等
值电路可化简为图三

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