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1、长春工业大学学士学位论文摘 要变电所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。本文设计的是66/10kV降压变电所的电气部分。是为了保证供电的可靠性、安全性以及满足远期负荷需要的要求，按照远期负荷规划进行初步设计，达到能够保证变电所长期可靠供电的目的。设计内容包括变电所的负荷计算、变电所主接线设计、短路计算、变压器的继电保护设计、防雷设计等。根据负荷计算，确定主变的型号及台数。选定容量10000kVA，两台并列运行；通过对主接线预选方案的经济和技术比较，确定主接线的接线方式；短路计算时先将其改为标幺值再计算其短路电流；变压器的继电保护根据变压器的容量，确定继电保护的保护种类和方式
2、，过流保护保护和差动保护为变压器的主保护，瓦斯保护作为其后备保护；防雷设计根据变电所的大小确定避雷针的个数和高度。本文设计是针对生产实践，通过分析、计算、比较和论证等设计步骤完成了变电所电气部分设计，能够满足变电所稳定安全供电的要求。关键词：变电所，主接线，短路计算，继电保护II66kV Step-down Transformer Substation DesignAbstractTransformer substation is the connection of power plants and users, playing a role of transforming and distr
3、ibuting electric energy. This article designed the substation is 66 / 11KV Substation electrical part design. For the sake of dependable that guarantee the power supply with a request that contented long-term burthen, carries according to the forward the programming proceeding design developments, f
4、rom but guarantee to change to give or get an electric shock can long-term dependable power supply.Design is the main contents of the substation load, short-circuit, the wiring design of the main substation, Transformer relay design, mine design. The design for the major part of the electrical subst
5、ation design, complete power substation security and stability. Substation known under conditions of the load, to determine the main transformer and the Model Number. Capacity of 10,000 KVA selected, two parallel operation; Through the main wiring primaries program of economic and technical aspects
6、of determining the main wiring connection; short-circuit the calculation of its first 11 to subscript calculate the value of its short-circuit current; According to the transformer relay transformer capacity, overcurrent protection and forms and gas differential protection and the protection of the
7、main transformer protection, the protection relay determine the types as its backup protection; mine design based on the size of substations to determine the number of lightning and high This article is mainly for the practice, more calculating, the numerical calculation to meet the electricity subs
8、tation stabilization of the security requirementsKey words：Transformer Substation; Main Wiring; Short-circuit Calculation;Relay Protection；学位论文原创性声明本人郑重声明：所呈交的论文是本人在导师的指导下独立进行研究所取得的研究成果。除了文中特别加以标注引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经发表或撰写的成果作品。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标明。本人完全意识到本声明的法律后果由本人承担。作者签名： 日期： 年 月 日学
9、位论文版权使用授权书本学位论文作者完全了解学校有关保留、使用学位论文的规定，同意学校保留并向国家有关部门或机构送交论文的复印件和电子版，允许论文被查阅和借阅。本人授权 大学可以将本学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编本学位论文。涉密论文按学校规定处理。作者签名：日期： 年 月 日导师签名： 日期： 年 月 日目 录第1章 绪论11.1 选题背景11.2 变电站的发展趋势21.2.1 我国变电站自动化发展阶段21.2.2运行管理模式31.2.3 继电保护技术的发展41.2.4 IEC61850标准的推广应用41.2.5 变电站自动化系统向高
10、集成化、数字化、标准统一化方向发展51.3系统性能指标61.3.1 地理位置及气象、地质条件61.3.2 系统参数61.3.3 有效负荷6第2章 电气主接线设计82.1主接线的设计原则和要求82.1.1主接线的设计原则82.1.2主接线设计的基本要求92.2主接线的方案比较92.2.1内桥单母线接线方式102.2.2外桥单母线分段接线方式112.3最优方案的确定11第3章 负荷计算及变压器选择143.1电力负荷143.1.1 电力负荷的概念143.1.2 电力负荷的分级143.1.3 各级负荷对供电电源的要求143.2 负荷计算153.3主变压器台数及其容量的确定163.3.1主变压器台数的选
11、择163.3.2主变压器的容量的确定173.3.4选取主变的型号及参数173.4无功功率补偿18第4章 短路电流计算204.1短路电流计算的目的，规定和步骤204.1.1短路计算的目的204.1.2 短路计算的一般规定204.1.3 计算步骤204.2基准值及标幺值的计算214.3短路点的确定及各短路电流计算214.3.1短路点的确定214.3.2 k-1点的短路计算224.3.3 k-2点的短路计算22第5章 电气设备选择与校验245.1设备选择的要求245.2高压侧电器设备选择与校验245.2.1断路器选择与校验245.2.2隔离开关选择与校验255.2.3电流互感器选择与校验255.2.
12、4电压互感器选择与校验265.2.5母线选择265.2.6高压侧导线选择275.3低压侧电器设备选择与校验275.3.1断路器选择与校验275.3.2隔离开关的选择与校验285.3.3电流互感器的选择与校验285.3.4电压互感器的选择与校验295.3.5母线选择与校验29第6章 供配电系统继电保护306.1.继电保护装置的任务和要求306.1.1 故障时跳闸306.1.2 异常状态发出警报信号306.1.3 继电保护装置的基本要求316.2 高压线路的继电保护316.2.1 保护装置的接线方式316.22 定时限过电流保护326.2.3反时限过电流保护326.2.3 电流速断保护326.3
13、变压器的继电保护326.3.1 变压器的瓦斯保护326.3.2 变压器的过电流保护、电流速断保护和过负荷保护326.3.3 变压器低压侧的单相短路保护336.3.4变压器的差动保护336.4 低压供配电系统的保护336.4.1 熔断器保护336.42 低压断路器保护346.4.3 低压断路器与熔断器在低压电网保护中的配合34第7章 防雷设计及接地357.1 防雷保护的措施357.2 避雷针保护357.3避雷器保护367.3.1避雷器配置原则367.3.2避雷器选择377.4接地设计387.4.1接地的配置方案387.4.2接地装置设计39结论40致 谢41参考文献42附录144附录245第1章
14、 绪论1.1 选题背景近年来，我国国民经济建设呈现出平稳较快发展的趋势，特别是国家西部地区的开发建设、沿海地区经济的高速发展、国家级经济技术开发区的规划建设、地方及民营经济的快速增长，促进了国家经济的全面发展以及全国人民生活水平的提高。由此带动了我国电力消费始终保持强劲增长事态，推动了电力工业的快速发展。我国正在加紧实施7个跨省大区电网之间以及大区电网两个独立省之间的互联。2010年前后，将建成以三峡电网为中心连接华中、华东、川渝的中部电网；华北、华东、西北3个电网互联形成的北部电网；以及云南、贵州、广西、广东4个省（自治区）的南部联合电网。同时，北、中、南3大电网之间实现局部互联，初步形成全
15、国统一的联合电网的格局。2020年前后，在全国统一电网中充分实现西部水电东送，北部火电南送的能源优化配置。此外，北与俄罗斯，南与泰国之间也可能实现周边电网互联和能源优势互补。随着长江三峡电站的建设投运、西电东送的有效实施，500kV级电力网已经成为骨干网架，220kV级电力网逐步形成分层分区运行的电力网格局。全国电力网正在快速建设发展之中。在建的某地500kV直流输电工程输电电力将达到7200MW。仅位于苏南电网负荷中心某地，在建中的500kV变电所，主变总容量将达到4000MVA，220kV出线达16回，以便输配三峡送电负荷。由此可见，必将大量新建220kV及以下的输配电配套工程，采用新技术
16、、选择新设备，确保电网变电所的安全经济运行、可靠供电，以满足社会经济发展和人民生活对电力的需求。变电站是电力系统的重要组成部分，起作用是在于变换电压、汇集和分配电能，而110kV、35kV及以下的变电站一般与电力用户直接相连，因此，变电站安全可靠运行与国民经济的发展密切相关。为了达到优质、安全、可靠、经济的运行要求，必须建立经济合理，技术先进的变电站。虽然我国电力事业得到了突飞猛进的发展，但是，我国电网仍然存在着很多问题，就目前而言，我国的电网结构还不够稳定完善，大部分电网薄弱，变电所数量少，供电半径长，线路损耗大，致使线路末端用户电压过低，特别是终端变电所，此类型变电所处在电网的末端靠近用户
17、，距离电网比较远，并直接向用户供电，由于用户负荷变动较大，所以对电网的影响也比较大，这就要求终端变电所能持续稳定的向用户供电，不断提高变电所一次设备和二次设备的运行可靠性，以避免影响人民正常的生活和工业的生产。随着大规模电网发行事业的深入实施，一个优质、安全、可靠、宽松的供电环境已逐步形成，我们国家的电力事业逐渐和国际接轨。通过对理论的学习理解以及实际的工作，我对变电所的原理和设备有了初步的了解。为了适应我国电力事业的发展及将所学的知识运用到实际生产中去，提高自己的动手能力，为以后的工作打下良好的基础，我选择了66kV变电所设计。1.2 变电站的发展趋势“变电站自动化系统”(Substatio
18、n Automation System-SAS)，国际电工委员会解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统(SAS-Substation Automation System： The SAS provides Automation in a Substation including the Communication infrastructure)”。在国内，我们所说的变电站自动化系统，包含传统的自动化监控系统，继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。自20世纪90年代以来，变电站自动化技术
19、一直是我国电力行业的热点技术之一。目前全国已投入运行的35500kV变电站约20000座(不包括用户变)，而且每年新增变电站的数量约为3%5%，也就是说每年都有千百座新建变电站投入电网运行，新建变电站基本上都采用了自动化系统模式，同时每年还有许多老变电站的技术改造，也基本上以自动化系统模式为主。 在已采用自动化技术的变电站中，早期采用较多的国外产品有：如ABB、SIEMENS、GE等公司的产品。但随着国内厂家的产品技术含量、工艺水平的提高以及国家产业政策的支持，目前220kV及以下电压等级变电站的自动化大都采用了国产产品，330kV及以上电压等级变电站也大量使用了国产产品。目前，国产产品厂家主
20、要有：南瑞集团、北京四方、许继电气、国电南自等。1.2.1 我国变电站自动化发展阶段变电站二次部分传统按功能分为四大类产品：继电保护、故障录波、当地监控和远动。按系统模式出现顺序可将变电站自动化发展分为三个阶段： 第一阶段：面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式 80年代及以前，是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置，功能主要为与远方调度通信实现“二遥”或“四遥”(遥测、遥信、遥控、遥调)；与继电保护及安全自动装置的联结通过硬接点接入或串行口通信较多。此类系统称为集中RTU模式，目前在一些老站改造中仍有少量使用，此阶段为自
21、动化的初级阶段。 第二阶段：面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式 第二阶段始于90年代初期，单元式微机保护及按功能设计的分散式微机测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到后台或调度端计算机。特点是继电保护(包括安全自动装置)按功能划分的测控装置独立运行，应用了现场总线和网络技术，通过数据通信进行信息交换。此系统电缆互联仍较多，扩展性功能不强。 第三阶段：面向间隔、面向对象(Object-Oriented)设计的分层分布式结构模式 第三阶段始于90年代中期，随着计算机技术、网络及通信技术的飞速发展，采用按间隔为对象设计保护测控单元，采用分层分布式的系
22、统结构，形成真正意义上的分层分布式自动化系统。目前国内外主流厂家均采用了此类结构模式。110kV以下电压等级变电站，保护测控装置要求一体化、110kV以上电压等级保护测控大多按间隔分别设计，对超高压变电站的规模比较大的系统，为减少中间环节，避免通信瓶颈，要求装置直接上以太网与监控后台通信，甚至要求保护和监控网络独立组网，由于采用了先进的网络通信技术和面向对象设计，系统配置灵活、扩展方便。1.2.2运行管理模式（1）保护和远动专业管理模式对变电站综合自动化技术发展的影响 由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”并在微机保护、远动基础上发展起来的，保护和远动分属不同的部门和专业，运行管理是分开的
23、，随着变电站自动化技术的发展，特别是近阶段，在中低压站已经采用保护和测控合一的综合装置， 许多厂家在研制高压和超高压站的装置时，已经考虑将保护、测控、故障录波等功能综合在一个装置内。因此，各自独立运行的管理、思维方式已经不能适应变电站综合自动化技术发展要求，有些供电企业已将两专业合并为综合自动化专业，在技术和管理上实现了保护和监控的统一。（2）无人值班的运行管理模式与变电站自动化技术的关系 目前已实现无人值班的变电站，并不都是采用所谓的综合自动化系统。但是应该看到，自动化技术的发展，为无人值班或少人值班变电站提供了更先进的技术支持，使变电站设计更加合理，布局紧凑，运行更加可靠，更利于无人值班的
24、管理，新建的变电站甚至国内第一个750kV变电站都将按无人值班的模式设计。 （3）保护信息管理系统的出现是变电站当前运行管理的需求 随着微机保护、故障录波器在电网中的普遍使用，在电力系统发生故障时使保护和故障录波器具备了以数据方式向电网调度中心传输故障信息的可能。为了贯彻国家电力公司电网二次系统“十五”规划的要求，切实提高电网安全运行的调度系统信息化、智能化水平，在电网发生故障时能为调度提供实时故障信息，有效地快速恢复系统，电机工程学会继电保护运行技术分专委会特制定了继电保护、安全自动装置和故障录波器信息处理系统技术规范，已有多个变电站自动化系统生产厂家研制出该类系统并投入电网使用。该系统是专
25、为保护管理部门设计的，当保护和故障录波装置在故障时，由于信息量较大原因而采用单独组网模式。1.2.3 继电保护技术的发展 谈到变电站自动化，必须关注继电保护技术的发展，关注保护与监控当前及今后在自动化技术发展中的相互融合关系。（1）继电保护技术的发展史 从90年代初至今，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的深入研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。微机保护已成为电力系统保护、监控、通信、调度自动化系统的重要组成部分。 （2）继电保护的现状 目前，国内继电保护的发展已达到甚至超过国外同
26、行业的水平。在保护硬件构成方面，国内的微机保护经历了8位CPU、16位CPU等几个阶段，当前已发展到利用DSP进行信号处理、32位CPU冗余设计、高精度模数变换、装置内采用网络通信技术、硬件模块化设计等先进水平阶段。在电磁兼容设计方面均有独到之处，具有很高可靠性。在保护的原理方面，国内微机保护的水平很多方面已领先于国外的同类产品。尤其在高压线路保护方面，经多年研究，微机保护的性能比较完善，可以适应复杂的运行及故障条件。由于通信通道技术的限制，早期的全线速动纵联保护主要由专用闭锁式或允许式纵联方向保护和纵联距离保护构成。随着通信技术的发展，分相式光纤电流纵联差动保护由于原理简单可靠而广泛应用。主
27、设备保护方面，与线路微机保护相比，虽然起步较晚，经过多年的研究已克服了早期的元件微机型保护可靠性不高，灵敏度低，动作速度慢，TA饱和影响较大等缺点。 在110kV及以下电压等级的变电站综合自动化系统中，主变后备保护、线路(馈线)保护、电容器保护等继电保护装置普遍采用保护测控一体化技术，即所谓的四合一装置。每个四合一装置不但可完成继电保护功能，而且还可完成测量、控制、数据通信功能，成为整个电力系统计算机网络上的一个智能设备。 信息来源:http:1.2.4 IEC61850标准的推广应用 IEC 61850是国际电工委员会TC57制定的变电站通信网络和系统系列标准，为基于网络通信平台的变电站自动
28、化系统唯一国际标准，也是国家电力行业相关标准的基础。IEC 61850制定的思路是：（1）提高互操作性，工程实现方便； （2）面向对象，即面向设备； （3）满足应用技术迅猛发展要求； （4）应对通信技术和网络技术发展的挑战。 指导工作方向为：适应现代技术水平的通信体系，实现完全的互操作，体系向下兼容，基于现代技术水平的标准信息和通信技术平台， 通过标准化数据交换接口实现开放式系统，例如该标准应用于所有类型的分布式SCADA系统。IEC 61850不仅用于变电站内通信，而且可用于变电站和控制中心通信。IEC 61850标准经过多年的酝酿和讨论，至2003年已正式发布大部分内容。IEC 61850
29、标准是全世界唯一的变电站网络通信标准，也将可能成为电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝通信标准，还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。当前， 生产相关产品的国内外各大公司都在围绕IEC 61850 开展工作，并提出IEC 61850的发展方向是实现“即插即用”，在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。 为适应未来数字化变电站发展的趋势，IEC61850标准按通信体系及设备功能将变电站自动化系统分为3层：变电站层、间隔层、过程层。变电站层设备由带数据库的计算机、操作员工作台、远方通信接口等组成；间隔层设备由每个间隔的控制、保护或监视单元组成；过程层设备
30、典型的为远方I/O、智能传感器和执行器等。 1.2.5 变电站自动化系统向高集成化、数字化、标准统一化方向发展 随着集成电路和计算机技术的飞速发展，各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上，如32位CPU、数字信号处理芯片DSP、高速数据采集系统、嵌入式实时操作系统、大容量Flash、可编程逻辑器件CPLD、FPGA等。这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化，装置通信、数据存储及处理能力更强。将间隔的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能，通过模块化设计集成在一个统一的多功能数字装置内是可行的，间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信可
31、统一用一层网即光纤以太网来实现。高集成化系统的发展，无疑能降低成本，提高系统可靠性，有利于实现统一的运行管理。目前在许多中低压站已实现。 变电站自动化系统最终向数字化发展，指的是智能化电气的发展，如智能开关设备、光电式电压和电流互感器、智能电子装置(IED)等的出现，使变电站自动化技术进入了数字化阶段。智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路逐渐取代传统的一次回路， 使变电站层、间隔层、过程层最终用网络联接起来，并实现统一的通信标准。总之，变电站自动化技术是伴随着现代科技技术发展，尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步， 自动化系统以按对象设计的全分层分布
32、式为潮流， 朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向发展；运行管理朝着各专业协调统一和站内无人值班模式发展。同时经济性和可靠性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。IEC61850标准的实施应用，电能质量监测管理，一次设备的在线监测，网络安全技术，数字式视频图像监控技术，基于同步相量测量装置的电力系统实时动态监测， 以及如何融入变电站自动化系统， 都是变电站自动化技术发展所要研究的课题。 1.3系统性能指标1.3.1 地理位置及气象、地质条件（1）变电所位于延吉市铁南市场附近，交通运输方便。（2）海拔178m，属三面环山的盆地地区，周围环境较清洁，不受各类污染的影响。（3）本区年最
33、低温度-24，最高温度+35，年平均温度+10，最热月平均最高温度+25（4）主导风向夏南，冬北，最大风速25m/s。（5）覆冰厚度10mm ,土壤电阻率500.M，冻土厚度1.5m，（6）年雷电日30日。 1.3.2 系统参数（1）一次侧电压为66kV;（2）二次侧电压为10kV，送出7回路。（3）10kV负荷功率因数为0.9；（4）最大负荷利用小时数为5500h；（5）负载同时率为0.85；（6）线路损耗率为5%；（7）年负荷增长率为5%，考虑5年发展规划。1.3.3 有效负荷根据对当地的负荷情况的调查，有一处为二类负荷，容量3000kVA，其余为三类负荷，其中工业符合比重较大，容量总和为
34、13000kVA，负荷统计如表1-1所示。表1-1 负荷统计表电压等级线路最大有功（MW）COS负荷容量(kVA)供电距离（km）同时率负荷级别11KV线路130.93000250.853线路220.852000253线路310.81000303线路420.82000453线路510.851000303线路610.81000353线路730.85300055243第2章 电气主接线设计电气主接线是发电厂和变电所电气设计的首要部分，也是构成电力系统的主要环节。电气主接线是由电气设备通过连接线，按其功能要求组成接受和分配电能的电路，成为传输强电流、高电压的网络，故又称一次接线或电气主接线。电气主接
35、线设计，变电站电气主接线是指变电站的变压器、输电线路怎样与电力系统相连接，从而完成输配电任务。变电站的主接线是电力系统接线组成中一个重要的组成部分。主接线的确定，对电力系统的安全、稳定、灵活、经济运行及变电站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方法的拟定将会产生直接的影响。2.1主接线的设计原则和要求2.1.1主接线的设计原则（1）考虑变电站在电力系统的地位和作用变电站在电力系统中的地位和作用是决定主接线的主要因素。变电站是枢纽变电站、地区变电站、终端变电站、企业变电站还是分支变电站，由于它们在电力系统中的地位和作用不同，对主接线的可靠性、灵活性、经济性的要求也不同。（2）考虑近期和
36、远期的发展规模变电站主接线设计应根据510年电力系统发展规划。应根据负荷的大小和分布、负荷增长速度及地区网络情况和潮流分布，并分析各种可能得运行方式，来确定主接线的形式及站连接电源数和出线回路。（3）考虑负荷的重要性分级和出线回路多少对主接线的影响对一、二级负荷，必须有两个独立电源供电，且当一个电源失去后，应保证全部一、二级负荷不间断供电；三级负荷一般只需一个电源供电。（4）考虑主变台数对主接线的影响变电站主变的容量和台数，对变电站主接线的选择将产生直接的影响。通常对大型变电站，由于其传输容量大，对供电可靠性要求高，因此，其对主接线的可靠性、灵活性的要求也高。而容量小的变电站，其传输容量小，对
37、主接线的可靠性、灵活性要求低。（5）考虑备用量的有无和大小对主接线的影响发、送、变的备用容量是为了保证可靠的供电，适应负荷突增、设备检修、故障停运情况下的应急要求。电气主接线的设计要根据备用容量的有无而有所不同，例如，当断路器或母线检修时，是否允许线路、变压器停运；当线路故障时时候允许切除线路、变压器的数量等，都直接影响主接线的形式。22.1.2主接线设计的基本要求根据有关规定：变电站电气主接线应根据变电站在电力系统的地位，变电站的规划容量，负荷性质，线路，变压器的连接、元件总数等条件确定。并应综合考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过度或扩建等要求。（1）运行的可靠断路器检
38、修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。（2）具有一定的灵活性主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。（3）操作应尽可能简单、方便主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。（4）经济上合理主接线在保证安全
39、可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。（5）应具有扩建的可能性由于我国工农业的高速发展，电力荷增加很快。因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统中的地位、环境、负荷的性质、出线数目的多少、电网的结构等。32.2主接线的方案比较根据主接线的确定依据和资料中所给定的基本条件初步设想出了以下两种方案见表2-1所示。表2-1初选主接线方案 表2-1 电压等级方案高压侧低压侧方案1内桥单母线方案2外桥单母线分段2.2.1内桥单母线接线方式（1）单母线接线单母线接线形式的主接线主要优点是接线简单、
40、清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。该接线方式的主要缺点是供电可靠性差，运行不够灵活，当母线及母线隔离开关等设备故障或检修时，均需将整个配电装置停电，影响供电。单母线接线分单电源供电单母线接线和双电源供电单母线接线两种方式。单母线接线方式，10kV出线一般不超过5回，35 kV出线不超过5回，110220出线不超过2回。（2）内桥接线 变电所有双电源供电，安装两台主变压器，一般可选用内桥接线。内桥接线的特点是连接断路器接在线路断路器的内侧。因此，线路的投入和切除比较方便。当线路发生故障时，仅线路断路器断开，不影响其他回路运行。但是当变压器发生故障时，与该台变压器相连的两台断路器
41、都断开，从而影响了其他未发生故障线路的运行。由于变压器故障较少，一般不经常切换，因此，变电所中应用内桥接线较多，以利于线路的运行操作。10内桥单母线接线方式如图2.1所示。图2.1 内桥单母线接线方式2.2.2外桥单母线分段接线方式（1）单母线分段接线单母线分段接线方式有用隔离开关分段、用断路器分段两种。该接线方式由双电源供电，故供电可靠性较高，同时具有接线简单、操作方便、投资少等优点。当一段母线发生故障时，分段断路器将故障切除，保证正常段母线不间断地供电，不致使重要用户停电，提高了供电的可靠性。该种接线方式也有一定的缺点，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
42、电。这种接线方式仅适用于变电所内安装2台主变压器，10kV出线不宜超过6回，35kV出线不宜超过8回，110220kV出线不宜超过4回。（2）外桥接线外桥接线的特点是连接桥断路器接在线路断路器的外侧。当线路发生故障时，需动作与之相连的两台断路器，从而影响一台未发生故障的变压器运行。因此，外桥接线只能用于线路短、检修和故障少的线路中。此外，当电网有穿越性功率讲过变电所时，也采用外桥接线。外桥单母线分段接线方式如图2.2所示。图2.2 外桥单母线分段接线方式2.3最优方案的确定(1) 技术比较 高压侧方案1：11kV侧采用内桥接线法；优点：联络断路器接在线路断路器的内侧。便于线路的正常投切操作及切
43、除其短路故障，这种接线适用于变压器不需经常切换输电线路较长故障，机会多穿越功率较少的场合。缺点：变压器操作较复杂。方案2：11kV侧采用外桥接线法；优点：联络断路器接在主变压器的外侧，便于变压器的正常投切操作及切除其故障。适用于线路较短、故障率较低、主变压器需按经济运行要求经济投切。以及电力系统有较大穿越功率通过桥联回路的场合。缺点：线路投入和切除时操作较复杂。 低压侧方案1：66kV侧采用单母线接线，其优点为接线简单、清晰、设备少、投资小、运行操作方便且有利于扩建。缺点：可靠性和灵活性较差、当母线和母线隔离开关检修和短路时，必须全部负荷停电。引出线检修时，回路停止供电。方案2：66kV侧采用
44、单母线分段接线，其优点为母线发生故障时，仅故障段停止工作，非故障段仍可继续运行，缩小了母线停电的范围。对双回路供电的重要用户可将双回路分别接于不同的母线路上，保证对重要用户的供电。缺点：当一段母线故障或检修时，必须断开接在该分段上的全部电源和引出线，减少了发电量停止该段单回线路供电。任一出线断路器检修时，该线路必须停止工作。8（2）经济比较费用列表见表2-1所示。表2-1器件费用列表器件名称价格（万元）台数（方案1）台数（方案2）变压器1.522隔离开关3.5-42017电流互感器4.5-61412电压互感器4.5-644断路器4.5-61412避雷器3.5-488电缆122018架空线3.5
45、1618方案1基本建设费用年运行费用：设备折旧费 （2-1）式中折旧率约为2%-6%，式中选取5%维修管理费 （2-2）其中约为3.4-5.8万元，式中选取5万元方案2基本建设费用年运行费用：设备折旧费 （2-1）式中折旧率约为2%-6%，式中选取5%维修管理费 （2-2）其中约为3.4-5.8万元，式中选取5万元通过以上两种方案的技术及经济比较，且加以权衡，可以看出采用外桥/单母分段带旁路母线，更加适合该待建变电站。第3章 负荷计算及变压器选择3.1电力负荷3.1.1 电力负荷的概念电力负荷，又称电力负载，有两种含义：（1）电力负荷指耗用电能的用电设备或用电单位（用户），如说重要负荷、动力负
46、荷、照明负荷等。 （2）电力负荷指用电设备或用电单位所耗用的电功率或电流大小，如说轻负荷（轻载）、重负荷（重载）、空负荷（ 空载、无载）、满负荷（满载）等。电力负荷的具体含义，视其使用的具体场合而定。3.1.2 电力负荷的分级按GB50052-1995供配电系统设计规范规定，电力负荷根据其对供电可靠性的要求及其中断供电造成的损失或影响分为三级：（1）一级负荷一级负荷为中断供电将造成人身伤亡者；或者中断供电将在政治、经济上造成重大损失者，如重大设备损坏、重大产品报废、用重要原料生产的产品大量报废、国民经济中重点企业的连续生产过程被打乱需长时间才能恢复等。 在一级负荷中，当中断供电将发生中毒、爆炸和火灾等情况的负荷，以及特别重要场所的不允许中断供电的负荷，应视为特别重要的负荷。（2）二级负荷二级负荷为中断