变电工程设计范文1
关键词：电力负荷输电线路变压器接线方式
一、问题的提出
随着市场煤炭需求量的不断增大，煤矿开采的规模越来越大型化。大型煤矿的供电可靠性、供配电系统的经济运行和优化设计更是尤为重要。下面结合本人近期的工程设计重点阐述大型露天煤矿的输变电工程设计。主要针对露天矿输变电设计相关的规程规范要求和实际工程设计举例(以新疆天池能源有限责任公司南露天煤矿为例)两部分内容进行阐述。
二、电源点的确定
相关规程规范要求：
露天煤矿主要生产设备均属于二级负荷，应由两回外部电源供电，当一回电源中断供电，另一回电源不应同时受到损坏。
工程设计举例：
新疆准东煤田大井矿区周边以110kV和35kV供电网为主。南露天煤矿附近现有或规划的电源点主要有准东电厂、吉木萨尔220kV变电站、奇台110kV变电站、瑶池220kV变电站、规划建设的五彩湾220kV变电站和将军庙220kV变电站。
1、准东电厂：位于南露天矿南部偏西，距离约100km，电厂装机容量为3×12MW，电厂升压站的110kV侧采用单母线带旁路母线接线方式，共有二回110kV出线，一回引至火烧山110kV变电站，另一回引至阜康西变并经过阜康变、瑶池变与新疆主网相连。
2、吉木萨尔220kV变电站：位于南露天矿南部，距离约90km，该变电站的220kV电源由瑶池变电站引来，线路规格为LGJ-300/69km。吉木萨尔220kV变电站目前主变压器容量为(90+120) MVA，220kV侧单回电源进线，采用双母线接线，110kV侧有两回线路引至奇台变电站，根据电力系统规划在2010年吉木萨尔220kV变电站将建设第二回220kV线路。
3、奇台110kV变电站：位于矿区的南部，距矿区约110km，该变电站的110kV侧有两回电源均由吉木萨尔220kV变电站引来，线路规格分别为LGJ-185/42.6km 及LGJ-185/49km。奇台变电站目前主变压器容量为(2×31.5)MVA，一回110kV出线LGJ-70引至相距69.2km的木垒110kV变电站。根据电力系统规划在2010年奇台变电站及其双回电源线路将升压为220kV。
4、瑶池220kV变电站：位于矿区西南方向，距矿区约180km，该变电站的220kV电源分别由米泉220kV变电站及红雁池二电厂引来，线路规格分别为LGJQ-400/27.26km 及LGJ-2×300/92.34km。瑶池变电站目前主变压器容量为1×150MVA，220kV出线3回，采用双母线带旁路母线接线方式，其中一回220kV出线引至吉木萨尔220kV变电所。
5、五彩湾220kV变电站：根据新疆电力公司的规划，应准东中部煤田开发的要求，在南露天煤矿南侧偏西距离约为6km的位置新建了五彩湾220kV变电站一座。为了适应附近矿区的发展，该变电站分期进行建设，前期建设由瑶池220kV变电站引来的220kV线路一条，线路规格为LGJQ-300/115km，该线路目前已建成并投运。考虑到负荷近期较小的情况，该线路暂时以110kV降压运行。五彩湾变电站设110/35kV 40MVA变压器两台，为矿区的前期开发及工业园内其它电力负荷提供电源。中期将两台40MVA变压器更换为两台150MVA变压器， 后期再增设一台150MVA变压器，同时建设由瑶池220kV变电站至五彩湾220kV变电站的第二条220kV线路，线路规格为LGJQ-300/115km。该变电站同时与准东东部矿区附近规划的将军庙220kV变电站以220kV线路联结。
6、将军庙220kV变电站：根据新疆电力公司的规划，应准东东部煤田开发的要求，在南露天煤矿东南约为70km的位置新建将军庙220kV变电站一座。为了适应附近矿区的发展，该变电站分期进行建设，前期建设由五彩湾220kV变电站引来的220kV线路一条，线路规格为LGJQ-300/80km，考虑到负荷近期较小的情况该线路暂时以110kV降压运行，将军庙变电站设40MVA变压器一台，为矿区的前期开发及工业园内其它电力负荷提供电源。中期将一台40MVA变压器更换为一台150MVA变压器，后期再增设两台150MVA变压器。
根据负荷统计结果及周边电源现状情况，露天矿供电电源电压等级采用110kV。从供电可靠性、供电能力、供电距离及投资等几个方面综合比较后，将五彩湾220kV变电站作为本矿的永久电源，并根据五彩湾220kV变电站的建设进度对露天矿110kV供电线路分期进行建设，在五彩湾220kV变电站第二回220kV电源线路建成前利用临时柴油发电机组作为坑内排水、消防等二级负荷的备用电源。
三、输电线路
相关规程规范要求：
露天煤矿变电所应有两回外部电源线路，线路导线截面按照经济电流密度选取，当一回线路故障时，另一回线路能够供全部负荷的电压偏差的规定及安全载流量的要求，电压偏差要求不大于线路标称电压的5%。
工程设计举例：
露天矿110kV变电所两回110kV电源引自五彩湾220kV变电站，每回线路长度约6km，导线规格为LGJ-240，采用水泥杆塔架设，其中一回架设GJ-70避雷线，另一回架设光线复合架空地线。正常情况下两回线路同时工作，每回线路的电压损失为0.185%；当其中一回线路故障或检修时，另一回线路满足供全部负荷时的电压损失为0.37%。
四、变电所
相关规程规范要求：
变电所选址要求靠近中心，便有架空和电缆线路的引入和引出，交通运输方便，周围环境无明显污染，在50年一遇高水位之上，与采掘场地表境界距离大于200m。主变压器选择要求宜装设两台及以上主变压器，分列运行，当一台变压器故障或检修时，其余变压器的容量不应小于75%的全部负荷。电力潮流变化大、电压偏移大的变电所，宜采用有载调压变压器。变电所的操作电源宜采用免维护铅酸电池直流屏。10kV侧设置集中自动补偿装置。10kV及35kV侧单相接地电容电流经计算后超过10A时，采用消弧线圈接地方式。
工程设计举例：
1、变电所位置及变压器选型
在露天矿工业场地东南角设露天矿110kV变电所一座。
露天矿负荷统计折合到变电所110kV母线的结果：有功功率23511.9kW；无功功率9421.6kvar；视在功率25329.3kVA。露天矿110kV变电所主变压器两台，型号为SFSZ10-20000/110 110±8×1.25%/38.5±5%/10.5kV YNyn0d11 20000/20000/20000 kVA三绕组有载调压电力变压器，两台同时工作分列运行，负荷率为0.63，保证率为0.79。
2、变电所主接线及平面布置
110kV、35kV、10kV侧均采用单母线分段接线方式。110kV、35kV及10kV配电装置均布置在室内，两台主变压器设在室外。变电所主要由110kV配电室、35kV及10kV配电室、电容器室、室外两台主变压器组成。110kV配电室、电容器室为单层建筑；35kV及10kV配电室为二层建筑，35kV配电室及控制室设在二层，10kV配电室及消弧室设在一层。
110kV配电装置选用ZF12-126型GIS组合电器；35kV配电装置选用KYN66-40.5型手车式高压开关柜，内配SFM-40.5型永磁真空断路器；10kV配电装置选用KYN28(A)-12型金属铠装封闭式高压开关柜，内配SEM-12型永磁真空断路器。电容器室设10kV无功自动补偿装置2套。消弧室设ZDBG-10/5-50 型10kV消弧线圈自动调谐及接地选线装置2套。
110kV侧采用架空进、出线，35kV侧采用架空进、出线，10kV侧采用封闭母线进线、电缆出线。
各配电装置的操作电压为DC220V，操作电源选用NGZ2-150Ah/220 150Ah型微机监控全数字免维护直流电源屏。
变电工程设计范文2
关键字：变电站；电气设备；电气主接线
中图分类号： U665 文献标识码： A
前言
目前，变电站电气一次设计的内容主要包括变压器、发电机、隔离开关、断路器、输电线路和电力电缆等设备。配电、输电、发电的过程中是依靠电气一次设备之间的相互连接构成的。随着电力市场的改革发展，发电企业对于电气一次设备的性能、安全性和稳定性以及施工的安全和质量等各方面的要求也越来越高。
1、电气主接线
电气主接线是指变电站（发电厂）中的一次设备，按照设计要求连接而成表示电能生产、汇聚和分配的电路。主接线代表了变电站电气部分主体结构，是电力系统接线的重要组成部分，是电气系统设计的关键。主接线方式的确定影响配电设备的布置和型号选择，还影响供电的可靠性、安全性、灵活性和经济性。
1.1 设计原则
变电站电气主接线的确定，主要取决于变电站的容量、用户的性质、单机容量、电能质量和进出线回路的数量，以及变电站在电力系统中的地位作用等因素。主接线应力求接线简单、安全可靠，保证运行、维护和检修方便。且尽量降低投资，节约运行维护费用、减少占地并留有扩建余地。设计变电站主接线时，要综合各种因素，经过经济技术比较后，确定最合理的方案。
1.2 主接线方式
330kV～500kV 配电装置的接线必须满足系统稳定性和可靠性的要求,同时也应考虑电厂送出的可靠性、运行的灵活性和建设的经济性。进出线回路数少于六回,如能满足系统稳定性和可靠性的要求时,采用双母线接线；当进出线回路数为六回及以上,配电装置在系统中具有重要地位时,采用一台半断路器接线。若机组台数多,而送出线路少的电厂,进出线回路数超过六回、比例接近2:1 时,采用4/3 接线。
220kV 采用双母线或双母线分段接线,发电厂总装机在三台及以上,在选用双母线分段接线时,应考虑电力系统稳定和地区供电可靠性的要求。当任一台断路器发生故障或拒动时,按系统稳定和地区供电可允许切除机组的台数和出线回路数来确定采用双母线单分段或双分段接线。
220kV 及以下电压等级配电装置时, 起动/备用电源直接从配电装置母线引接。当出线电压为500kV(330kV)一级电压,厂内没有更低一级电压时,为了节省装置容量电费,起动/ 备用电源采用由500kV(330kV)配电装置一级降压引接的方案。当高压厂用起动/ 备用变压器设一台断路器时,应由一回电源线供电；设两台及以上断路器时宜由两回电源线供电。
2、厂用电系统设计
厂用电系统电压等级高压厂用电电压可采用6kV、l0kV。容量为600MW 以下机组, 高压厂用电电压采用6kV；容量为600MW 及以上机组,高压厂用电电压根据工程具体情况,可采用6kV 一级、l0kV 一级或l0kV/6kV 两级电压,优先采用一级电压。
2.1 高压厂用电接线
高压厂用电系统不宜设公用/ 备用段或公用段。机组负荷、公用负荷及脱硫负荷分别接在各段高压厂用母线上。正常运行时高压厂用起动/备用变压器不带负荷。如公用负荷较多、容量较大、采用组合供电方式合理时,也可设高压公用母线段,但应保证重要公用负荷的供电可靠性。高压厂用母线应采用单母线接线。每台机组高压厂用母线应不少于两段母线,并将双套辅机的电动机分接在两段母线上,两段母线可由一台变压器供电。低压厂用母线应采用单母线接线。每台机、炉低压厂用母线应设置两段及以上母线,并将双套辅机的电动机分接在两段母线上。
2.2 低压厂用电接线
低压厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。低压厂用电系统采用中性点直接接地方式的三相四线制。容量为75kW 以下的电动机由MCC 供电,75kW 及以上的低压电动机由动力中心供电。接有I 类负荷的高压和低压明(暗)备用动力中心的厂用母线应设置备用电源。当备用电源采用明(专用)备用方式时,还应装设备用电源自动投入装置；当备用电源采用暗(互为)备用方式时,暗(互为)备用的联络断路器采用手动切换。
接有Ⅱ类负荷的高压和低压明(暗)备用动力中心的厂用母线,应设置手动切换的备用电源。只有Ⅱ类负荷的厂用母线,不设置备用电源。
3、变压器保护设计
变压器的容量按发电机连续最大容量扣除一台厂用变压器的计算负荷进行选择。设计中要重点保护变压器，因为它是变配电的重要设备，变压器的保护要从过电流、过负荷、速断和温度四个方面考虑保护。过电流保护类似于线路的过电流保护原理。变压器的过负荷电流多为三相对称，因此过电流保护只需在一相上安装过电流继电器。变压器速断保护，其原理与线路速断保护原理基本一致，只是速断保护动作后，无延时地断开变压器两侧的断路器。温度保护允许最高温度为70℃，所以温度保护设定上限值68℃，即当温度达到68℃时进行保护动作。
4、短路电流计算
在电气系统设计时，选择合理的电气主接线方案，必须进行短路电流计算。根据计算结果，可以确定某一线路是否需要采取相应限制短路电流措施，避免故障的进一步扩大。对于选择设备，设计配电装置和二次保护以及接地装置均需要进行短路电流的计算。关于短路点确定方面，计算短路电流时按配电所高压母线各主要开关电气动稳定校验，母线动、热稳定校验和继电保护整定计算选两处短路计算。
5、工程实例
某火电厂规模为装机容量4×200MW=800MW；UN=10.5kv，机组年利用小时数：Tmax=6000h/a；电厂生产的电能除厂用电外全部以双回线路送入系统；厂用电率为8%；功率因数达到0.9 及以上。
5.1 电气主接线
连接600MW 火电厂的100km 架空线每回最大输送容量为110MVA，连接600MW 火电厂的150km 架空线每回最大输送容量为120MVA，连接200MW 水力发电厂的100km 架空线每回最大输送容量为90MVA。采用双母线接线，断路器采用高可靠性的SF6 断路器。断路器采用SF6 断路器，它的检修周期长，不需要经常检修。
5.2 主变压器的选择
本厂用电系统共设4 台高压厂用变压器，根据厂用备用电源数量的设置原则，3 台以上200MW 机组一般每两台机组设一台启动/备用变压器，因而共设置两台启动/ 备用变压器。高压厂用变压器型号为：SF10-31500/15.75，额定容量为：31500/2×20000；电压比为：15.75±2×2.5%/6.3-6.3。
5.3 短路电流的计算
短路电流的计算原则：按设计最终容量计算容量和接线，考虑系统的远景规划。当有比三相短路严重的情况时，短路电流按最严重的情况进行校验，短路点按短路电流最大的点选取。本厂按确定的接线方案，画出等值网络图，应用标准值法计算各短路点的短路电流。
6、总结
以上所采用的电气主接线具有供电可靠、调度灵活、运行检修方便且具有经济性和扩建的可能性等特点，所选主变压器经济、合理。进行了精确的短路电流计算，电气设备尽量选用占地面积小的型号，节约了运行成本。该变电站自运行以来，整个系统运行稳定，安全可靠，各功能均满足技术要求，表明该变电站工程一次电气设计是成功的，为变电站工程一次电气设计积累了新的技术资料。
参考文献
[1] 林伟坚. 变电站接地装置安全性研究[J]. 江西电力职业技术学院学报. 2008(01)
[2] 龚尊,王怡凤,朱涛,曹林放,龚春景,何仲. 节能型变电站应用前期研究[J]. 上海电力. 2007(06)
变电工程设计范文3
关键词：35kV送变电工程；设计分析；验收分析
中图分类号：U224.9 文献标识码：A
我国的现代化进程在不断地加快，在这种局势下，高压电力工程也在进行不断地建设与开发，只有这样才能满足我国社会与经济建设中的种种需求，成为了必然的发展趋势。可是就高压电力工程来讲，想要有效实现送电与变电这两个过程，就需要投入很多的施工成本。所以我们的首要目标就是在能够保证电力工程完成高压电的输送与转换的情况下，有效地降低工程造价所需要的成本投入，这也成为了在电力工程的不断开展中所要研究的新的设计方法。
一、工程的设计
在电力工程中，设计阶段是整个工程阶段中的一个核心阶段，在设计阶段所进行的施工方案设计对于电力工程而言有着至关重要的作用，主要是对电力工程进行完整的统筹规划，所以出色的完成施工方案设计，不仅能够有效降低工程施工的成本投入，也能促进电力工程的顺利开展。在电力工程顺利开展的前提下，最终实现了电力工程能够满足变电以及送电的需求目标。合理科学的完成电力工程的设计方案，最终就会为电力工程的稳定运行以及工程成本的控制奠定坚实的基础。
设计的基本原则
想要准确实现35kV送变电工程的变电功能以及送电功能，那么在进行电力工程的设计时，明确35kV送变电工程的基本原理至关重要。在进行方案设计时，一定要确保35kV送变电工程在保证安全的基础上实现稳定的运行，并且最终能够有效地控制施工所消耗的成本。
设计要点
在对35kV送变电工程进行设计时，一定要综合考虑并将影响变电工程稳定运行的诸多原因进行归纳，对其进行充分研究，进而找到有效的解决措施。最终保证35kV送变电工程能够满足社会发展以及经济发展的诸多需求，为后续的诸多工作打下基础。
1、线路路径设计要点
两点确定一条直线，直线的距离则定义为两点间最小的距离。我们在设计35kV送变电工程的线路路径时，由于受到了诸多因素的限制与影响，这些影响因素主要包括地域形态、周边的住宅以及当地居民的文化习俗等，最终就导致在进行路径设计的过程中不能将两点直线作为设计原则。可是在设计的过程中，我们的设计理念仍然可以为找到两点间距离最小的路径，最终通过相关的曲折系数来完成工程线路的路径设计。
2、气候条件考虑要点
想要有效确保工程设计具有科学性、合理性以及有效性，也要考虑当地的气候条件等因素，主要考虑的就是气温、风速以及覆冰厚度。在进行设计的过程中如果发现有较为特别的地区，则需对其进行相关的辅助设计，例如在沿海地区，其风速极大，我们在进行设计时就需要考虑风速以及风的压力大小。
3、导线型号要点
在进行设计的过程中我们也需要了解国家针对电力工程所做出的相关规范要求。在满足要求的前提下，结合工程的特点来选择设计方案，确定最终的导线型号。35kV送变电工程在设计的过程中，当要确定导向横截面时，所考虑的因素为工程的输送距离相关的容量要求。当要确定导线的型号时，需要考虑的因素即为铝钢的截面比。
4、基础形式设计要点
在设计的过程中，对工程沿线的地质条件、电力工程的载荷以及塔形等许多因素都要进行综合的考虑，并将相关的资料进行有效整理，最终确定能够满足35kV送变电工程基础形式的设计方案。
二、工程的验收
在进行35kV送变电工程的验收工作时，首先要确定验收的具体范围；如果发现在变电工程中有满足验收的相关标准的要及时对其进行验收，进行交付使用，完成相应的固定资产移交手续。在进行35kV送变电工程的验收时，所参考的依据主要是批准后的设计任务书、工程的初步设计、技术有关的设计文件、工程施工图、设备使用的说明书以及相关的工程建设文件等，除此之外还包括验收的相关规范等。
（一）按照验收程序来进行验收。1、在能够有效保证验收质量的情况下，即使我们在进行与工程的相关要求相适应的验收方案设计时对35kV送变电工程的规模大小加以考虑，可是在最终的验收方案确定时，也同样要保证验收程序能够达到初步与最终验收的相关要求；2、对于35kV送变电工程而言，其规模越大，相应的工程也会越复杂。在这种情况下我们应该最先完成工程的初步验收工作，最后在进行正式的验收工作。但是如果在35kV送变电工程自身规模很小并且复杂程度也很小的情况下，我们就可以省略掉工程的初步验收工作，而只需完成35kV送变电工程竣工阶段的验收工作便可。
（二）当对竣工工程的验收工作完成之后，此时就要求施工单位应该立即给出评价的意见，在意见给出的过程中，主要参考的是相关的工程专家以及验收部门的领导所给出的验收质量结果评价的具体意见，除此之外对在进行验收的过程中所出现的质量问题要采取有效的措施进行解决，当发现出现有待完善的问题时也要及时对其进行完善。
总结：
在社会建设与经济建设不断深化与完善的背景下，想要有效提高城市的生活质量，开展高压电力工程势在必行。在这个过程中需要不断完善35kV送变电工程的设计方案，实现其主要的送变电功能，最终有效地控制施工成本。在完成施工方案设计后，同样要做好施工质量的验收工作，只有这样才能够有效确保35kV送变电工程的安全稳定运行。
参考文献：
变电工程设计范文4
关键词:初步设计;电气一次部分
前言
本论文通过作者对一个变电站扩建工程的初步设计说明编写,主要介绍了变电站初步设计的基本知识,包括了初步设计的设计原则、设计步骤、计算法等。通过对主接线进行设计、总平面方案的设计、短路电流的计算、及设备的选型等具体方面。来论述电力系统理论在实际工程中的应用。
1.1 扩建改造依据
1.1.1 广电规[某年]某号文的批复。
1.1.2 《南方电网110kV标准设计》。
1.1.3 相关电力工程的国标、行标,设计规程、规范及标准等。
1.2 建设规模
110kV某站扩建规模下:
1.3 主要设计原则
1.3.1 本站为已运行变电站扩建工程,本期在原有总平面布置上,扩建40MV主变一台,#2主变110kV及35kV主变进线间隔,完善110kV、35kV最终为单母线分段接线。其他配电装置布置保持原状。
1.3.2 110kV、35kV电气设备分别按不小于31.5kA、25kA进行设备选型。
1.3.3 变电站按综合自动化无人值班设计。
1.3.4 扩建部分所有保护采用微机型设备,完善原有五防系统及增设遥视设备。
1.3.5 CT二次电流为1安。
1.3.6 设备的抗震烈度选用7度,设备的外绝缘按Ⅲ级防污标准选择。
1.4 主要技术经济指标
静态总投资(数量)万
动态总投资(数量)万
以上内容反映了该变电站的设计依据和基础资料,对扩建工程应有已建成部分的概述及存在问题的说明。
2 电气一次部分
2.1 电气主接线
2.1.1 110kV 接线
110kV接线最终为单母线断路器分段接线形式,出线4回;现为单母线接线形式,出线2回(附东线、附西线);本期工程扩建110kV#2主变进线间隔、分段开关间隔、#2 PT间隔、备用出线隔离开关及检修开关。扩建后形成单母线断路器分段接线,出线回路数维持原有不变。
2.1.2 35kV 接线
35kV最终为单母线断路器分段接线形式,出线4回,两段母线各带2回出线。现状为单母线接线,#1主变进35kVⅠ段母线,带出线3回(附双线、双水线及七和线)、PT1回。本期工程扩建35kVⅡ段母线及分段,包括:#2主变进线隔离柜1面,#2PT柜1面、分段隔离柜1面、分段开关柜1面、过渡柜1面,拆除连接35kV七和线和Ⅰ段母线的封闭母线桥,将七和线改接至Ⅱ段母线,形成单母线断路器分段接线形式,每段母线各带2回出线。
2.1.3 10kV 接线
10kV接线最终为单母线分段接线,出线16回。现状为单母线接线,#1主变单臂进线,带10kV出线8回、10kV电容器组出线2回。本期工程扩建10kV II段母线及分段隔离柜(分段开关柜首期已上),#2主变单臂接入10kVⅡ段母线,带10kV出线8回、10kV电容器组出线2回,形成单母线分段接线形式。
2.1.4 中性点接地方式
本期扩建的#2主变的110kV中性点接地方式与现有#1主变一致,均采用隔离开关直接接地方式,可灵活地选择不接地或直接接地,以满足系统不同的运行方式。
经计算,本站10kV出线单相接地时,电容电流小于10A,故10kV采用不接地系统。
2.1.5 站用电
本站站用电为单母线分段接线,设分段断路器,正常分列运行。站用变为两台容量为160kVA的干式变压器站,其中#1站用变电源取自10kVⅠ段母线。本期扩建工程将#2站用变改接至10kV Ⅱ段母线上。
2.2 电气总平面布置
2.2.1 现状
本站为半户内式GIS变电站,站址呈矩形布置,东西方向长66m,南北方向宽50m,占地面积3300m2。
配电装置楼布置在站区中心,四周为环形公路。电气设备除主变采用户外布置外,其余均布置在配电装置楼内。进站大门设在站区东南侧,进站道路宽6m,与变电站东侧的公路相连。
配电装置楼为四层建筑,一层为电缆层及水泵房。二层布置有10kV配电室、电容器室、接地变室及警传室,10kV高压开关柜采用户内双列布置。10kV电缆沿电缆沟朝北面和东面两个方向出线。三层为GIS配电室、35kV配电室,GIS配电室间隔排列顺序自东向西依次为:附东线、#1PT、#1主变、附西线、分段、备用出线、#2主变(预留)、#2PT(预留)、备用出线,现有的2回110kV出线朝北架空出线;35kV高压开关柜采用户内双列布置于35kV配电室内,35kV出线朝东架空出线。四层布置有继保室、通信室及资料室。
主变压器紧靠配电装置楼南侧,自东向西依次为#1主变、#2主变(预留),主变110kV侧采用钢芯铝绞线经SF6空气套管接入110kV GIS设备,10kV侧采用绝缘铜管进10kV配电室。
2.2.2 本期工程
本期工程扩建的#2主变压器、110kV #2主变进线间隔、#2PT间隔、备用出线隔离开关及检修开关、分段开关;35kV Ⅱ段主变进线开关柜、母线分段开关柜、分段隔离柜、拆除连接35kV七和线与35kV I段母线的封闭母线桥;10kVⅡ段主变进线开关柜、母线分段隔离柜、出线8回、电容器组2回,将#2站用变改接到10kV II段母线。
2.3 主要电气设备选择
2.3.1 短路电流计算
依据可研的资料,以2015年为远景计算年,本站短路电流计算结果如下表:
由计算结果可知,110kV母线短路电流较小,考虑系统的发展及电气设备的产品标准,110kV电气设备的开断电流按31.5kA选择,35kV电气设备的开断电流按25kA选择,10kV电气设备的开断电流分别按40kA和31.5kA选择。
结合短路电流计算结果并根据SDGJ14-86《导体和电器选择设计技术规定》,电气主接线以及所选设备均能满足系统运行条件和规范要求。
2.3.2 电气设备选择原则
(1)污秽等级
电气主设备尽量按国产化、无油化、小型化、低损耗、低噪音及安全经济的原则选择。110kV、35kV、10kV设备开断电流分别暂按31.5kA、25kA、31.5kA考虑,外绝缘爬电比距按Ⅲ级污区设防,泄漏比距户外设备按2.5cm/kV,户内设备按2.0cm/kV考虑。
(2)主变压器
主变压器选用110kV低损耗三相三卷自冷有载自动调压油浸变压器。根据电网运行情况,为保证供电电压质量,110kV侧采用国产优质或进口有载调压开关。#2主变电气性能考虑与#1主变并列运行的必要条件。
型号:SSZ11-40000/110
额定电压:110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV。
阻抗电压:U1-2=10.5%,U1-3=17.5%,U2-3=6.5%。
接线组别:YN,yn0,d11。
冷却方式:ONAN
调压方式:配进口或优质国产有载调压开关。
110kV 侧中性点避雷器:YH1.5W-72/186W。
35kV 侧中性点避雷器:避雷器YH5W-51/134W。
(3)110kV 配电装置
110kV 配电装置采用GIS全封闭式组合电器
主母线额定电流2000A,主变、出线、电压互感器回路额定电流1600A,额定开断电流31.5kA,动稳定水平为100kA;主变、出线回路电流互感器配4个二次绕组,母线电压互感器配3个二次绕组,电流互感器、电压互感器的准确度等级按DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术管理规程》第5.3条要求配置。
避雷器:避雷器均采用氧化锌避雷器。
(4)35kV 配电装置
35kV 配电装置采用户内金属铠装移开式全封闭开关柜,内配真空断路器,额定电压40.5kV,额定电流为1250A,额定开断电流25kA。电流互感器三相配置,二次绕组4个。
35kV 避雷器:采用氧化锌避雷器。
(5)10kV 配电装置
①10kV 开关柜选用XGN2-12箱型固定式金属封闭开关柜,额定电压12kV。进线柜及母联柜额定电流3150A,额定开断电流40kA;馈线柜断路器额定电流1250A,额定开断电流31.5kA。电流互感器三相配置,进线5个二次绕组,出线、电容器3个二次绕组加零序,分段选用3个二次绕组。电压互感器选用3个二次绕组,避雷器Y5W1-17/45氧化锌避雷器。
②10kV并联电容器装置:采用户内框架式电容器补偿装置,电容器组串接5%干式铁芯串联电抗器。电容器组中性点设置4极联动的接地开关,其中3极用于进线,1极用于中性点。
2.3.3 导体选择
(1)110kV主母线工作电流按2000A考虑。
(2)110kV、35kV、10kV进线工作电流按1.05倍变压器额定容量计算选择。主变110kV侧宜采用架空软导线LGJ-300型与电气设备相连,35kV侧采用VJV22-35-1X400电缆与屋内35kV设备连接。
10kV侧采用金属绝缘铜管与屋内10kV设备连接。
各电压等级导体选择结果参照下表:
这部分电气一次内容具体论述该站电气主接线方式、电气总平面布置、短路电流计算、设备选型等方面的内容。
3 结论
本文拟通过对一个实际工程的初步设计说明,粗略的介绍了变电站初步设计电气一次部分的重要内容,根据初步设计所确定的设计原则,将宏观的勾画出工程概貌,控制工程的投资,体现技术经济政策的贯彻落实。所以初步设计是变电站工程建设中非常重要的设计阶段,各种设计方案要经过充分的论证和选泽。
参考文献
[1]电力工程电气设计手册电气一次部分.中国电力出版社出版 2006.03.
变电工程设计范文5
关键词：输变电工程；抗灾设计；技术支持
中图分类号：E271文献标识码： A
绪论 在越来越频繁的自然灾害面前，电力设施保护的标准以前已经无法适应自然条件的变化。在这种情况下，有必要改变气候条件和自然灾害，普遍提高电网规划设计标准，增强电网抵御严重自然灾害的能力，保障社会的稳定和人民生活的基本需求。然而，如果只用一个统一的高标准建设所有项目，会导致投资大，经济性差。事实上，由于不同的因素，如地理位置，气候条件，能力需要来抵抗自然灾害不用严重性是不一样的。同时，输电线路工程中的区域是不一样的，在不同自然灾害面前，所要求的程度也不同。本文在坚持电网规划的前提下，设计标准化的概念基础上，依据常规的设计标准，对需要不同的功率传输的线路以及同回路中的不同位置的差异化的设计。
1 输变电工程设计中抗冰灾技术
目前我国覆冰发生频率越来越高[1]，覆冰灾害影响省份越来越多，覆冰灾害影响范围越来越大，线路覆冰已成为电网灾害第一位，不断造成越来越重的危害。发生线路覆冰会导致线路过载、导线舞动和冰闪等伤害。目前国内外电网主要实施的抗冰灾新材料与新技术有：使用ACCC碳纤维复合芯导线、高强度钢、AERO－Z导线、钢管塔、低居里点铁磁材料和融冰除冰先进技术及策略这几种。
在电网抗灾方面，应从节能、环保、降低成本、增加输送容量、提高电网安全运行等方面综合效益看，在输电线路改造以及电网抗冰灾设计中推广应用新型材料和新技术具有非常大的经济和社会效益。
本人建议抗冰设计时应综合考虑差异化抗冰设计、对冰区分类划分、选择避冰区域设计、输电线路及杆塔抗冰设计、绝缘子抗冰设计和作为融冰电源点的变电站设计这几类设计指导理念。
2 输变电工程设计中抗雷击技术
我国位于温带(部分属于亚热带气候)，所以有强烈的雷闪活动[2]。国内外统计表明，由于雷击输电线路引起的跳闸次数占故障跳闸次数的50%~70%，这给社会带来巨大的经济损失。
虽然雷电是不可避免的自然灾害，但是如果不断探索雷活动规律，分析线路雷害的发生的特点，在高压输电线路的防雷设计中，对各种因素进行综合分析，选择因地制宜的设计，降低事故发生率，提高供电可靠性是完全可能的。输变电工程设计中应考虑防雷差异化设计、避开雷区、合理选择避雷措施和慎用复合绝缘子这些科学合理的设计方法，优化设计理念，提高电力可靠性和电网经济运行。
3 输变电工程设计中抗风灾技术
近年来，随着电网的建设、各种灾害性天气条件的影响，发生的频率和强度导致架空输电线路舞动事故大大增加[3]，尤其是2000年后，我国几乎每年都有严重的舞动事故造成损失。在输电线路设计时应综合考虑对设计区域气象、地形资料的调查、划分完善的导线舞动区域、合理选择线路走向和路径、考虑差异化抗风灾设计以及对新技术、新材料的采用等各种设计指导思想。
4 输变电工程设计中抗地震技术
我国位于环太平洋和欧亚地震带之间，有广阔而分散的地震区域，地震频繁并且激烈，在世界上是在受影响最严重的国家之一。基本烈度6度以上的地震地区面积已经占60%以上的国土面积。
全国450个中型和大型城市中，位于地震区的占74.5%，位于基本烈度为7度及以上地区的有50%左右。5・12四川大地震，国家电网接受到超过120亿元人民币的经济损失，而其中超过106亿元人民币是属于四川省电力公司的。目前国际上输变电工程设计中主要使用消能减震装置、基础抗震和智能型抗震技术。
本人建议严格遵守抗震标准及差异化抗震设计、吸取国外先进抗震技术理念，积极实施变电站和输电塔的抗震设计，采用新型电力设施设备，提高电力传输的抗震可靠性。
5 输变电工程设计中抗污闪技术
随着输电线路以及变电站污染的加重，污闪事故发生频繁且波及面大，绝缘污闪事故仅次于雷击，是目前电网事故总数的次位，造成数倍于雷击事故的损失。
我国电网在向高电压电网发展，与此同时，系统的污闪问题变得越来越突出。污闪事故会造成大面积、长时间停电，往往给人民生活带来诸多不便，给国民经济造成严重经济损失[4]。因此，加强研究电网污闪和防污技术的推广对电网的安全生产和维护工作有着非常重要的意义。本人建议防污闪设计时考虑采用避污设备、调爬设备、在有条件的场合及新建线路，建议选择V型绝缘子串、合理采用防污绝缘子、可以在变电设备绝缘子表面加装硅橡胶伞裙和采用新型复合绝缘子等措施。
6 输变电工程设计中鸟害的防治
输电线路和变电站设备的鸟害对电网安全运行是一个严重的问题。近年来，随着输电线路和变电站数量的增加和生态环境的不断改善，鸟害所造成的事故也在不断上升，由此造成的损失也越来越大。
鸟害是影响架空线路稳定运行的主要威胁，其危害以处于雷闪活动与外力破坏之后。在输变电工程设计中可采用安装隔离、驱逐和引导设备设施的方式方法进行抗鸟害预防和防治，减少鸟害对电网的危害。
7输变电工程在线监测技术
污秽积累、缺陷发展、自然灾害等对输电线路的破坏大多具有各种前期征兆和一定的发展过程，设备的电气、物理和化学特性有少量的增量变化表现，收集相应的信息进行处理和综合分析，根据数值大小和其趋势的变化，可以预测设备可靠性和剩余寿命，以发现潜在的故障[5]，必要时可提供预警或报警信息，这就是所谓的在线监测技术。
动态方面，输电线路动态监测系统的建立可以有效地、安全地增加线路短期输电能力，增容能力用来满足紧急情况下的电力需要，符合供电部门提供优质供电、优质服务的要求。国外对此研究已经多年，有多个技术储备可以选择，有一些已经实用化，在未来输变电工程设计中应给予考虑。
结论 本文自始至终都贯穿了差异化这一设计理念。全文对于给电力系统带来巨大影响的诸如暴风雪、地震、台风、雷电、鸟害等自然灾害分章节进行了讨论。对输变电工程设计中可以采用的新材料及先进技术进行了深入细致的分析和可行性论证，根据新材料及先进技术的工程应用成果，在吸收国内外电网抗灾的成功经验和有效措施的基础之上，对输变电工程的抗灾设计提出了建议和意见。
最后，希望我国输变电工程设计人员在设计时积极采用有成功工程应用经验的抗灾新材料及成熟有效的新技术，通过有区别、有针对性的设计，从输变电工程的源头有效且经济地提高整个电网的抗灾能力。希望本文能对设计人员的抗灾设计工作给予启迪与指导。
参考文献
[1] 刘春城.高压输电线路抗冰灾的研究现状与发展趋势【J】.自然灾害学报，2012（01）
[2] 谭湘海.输电线路的防雷设计【M】.湖南大学，2004
[3] 朱宽军.架空输电线路的舞动及其防治【J】电力设备，2008（06）
变电工程设计范文6
【关键词】 500kV变电站；工程改造设计；
一、改造设计主体内容
1.主设备和主接地网改造
主设备和主接地网改造是本次改造工程中最主要和投资最大的技术升级项目。主设备改造中，结合500 kv主接线调整，相应检查和统计各个主设备，该更换的进行更换．可以移迁利用的则移迁利用。特别是隔离开关经移迁后做到了充分利用。考虑到停电的先、后要求和供货快慢情况，进行了移迁次序的顺序安排。
主接地网改造是本工程更新换代、彻底提升等级的项目。采用了最牢靠的满足远景接地电流要求的铜接地网。避免了以前普遍使用扁钢地网容易造成腐蚀的后顾之忧。该两主体项目经过改造后，站内主设备和主接地网的技术等级已完全达到新建工程同等水平，可以和目前新建工程一样，运转同样长的年限和达到同等寿命。
2.二次设计和监控自动化
监控自动化项目也是本次改造重点。早在前几年，变电站就曾研究过好几种自动化改造方案。但因涉及面广、工程量大、难度高，在原老站中难以实施改造而搁浅多年。这一次，结合了大型改造工作，全部按照新思路进行新设计，改接了所有二次线和重新敷设新电缆。我院在设计工作量多，工期紧的情况下，安排大批设计人员加班加点完成任务。
1）因一次、二次设备改造同时进行，工程按串分阶段停电改造、施工、投运。 对于母差保护等二次图纸，设计采用出过渡接线图纸的方式．满足施工及各串投运对于母线接地刀与各串母线隔刀间的电气联闭锁接线，设计采用升绒版的出图方式，根据施工进度按阶段出相应接线图，使设计思路清晰明了，便于施工，保证回路的接线准确。
2）设计了监控系统平稳过渡的设计方案。
变电站本期仅就500 kV和主变部分改造为微机监控方式，220 kv部分仍采用常规控制屏加信号屏的控制方式，为此，首先建立新的监控系统，其中后台系统按远景配置、间隔层按本次改造规模供货，当证明监控系统能够正常运行后，再陆续将一次设备接人。在此过程中，微机监控系统和原有控制屏同时运行。目前斗山变电站监控方式过渡平稳，运行状况良好。
3）新建500kV继电器室：在500 kV配电装置场地北面原高抗位置设一个继电器室，位于主道路以外。
在该位置建造可以独立于其他改造，在满足而积要求的基础上使电气二次施工调试方便，便于建造，便于电气二次施工，便于运行和检修，尽量节约电缆．电缆沟通道充足，不影响道路运输。
4）设备安放的平稳过渡。
按照全站改造的远景规划，根据计算机监控系统功能及屏位布置，把控制楼中的控制室和原继电器室的一部分划分为新控制室和计算机室。目前常规控制屏、信号屏与监控系统屏并存，待全站改造完成后拆除，使监控系统改造中设备的安放能平稳过渡，并满足远景布置美观整洁及运行要求。
5）本次改造对110 V直流系统的充电器屏、直流分屏、事故照明逆变器屏等重新配置，取消站内原已运行了近20a的老设备，同时对各馈线回路重新做了梳理，提高供电可靠性。在500kV继电器室中新增试验电源屏，便于运行调试。
6）因变电站已经过多次的改、扩建，造成部分二次设备配置不够统一。
本次改造对联闭锁回路、断路器操作接口回路等均作了改造并加以完善，重新配置断路器操作继电器屏，更换500 kV二次端子箱，重新整理接线。使变电站统一优化了二次回路，方便运行检修，减少事故几率。
7）本次改造根据主接线的接线特点．简化电压互感器中性点接地方式，采用独立的、与其他电压互感器二次回路没有电气联系时中性点在开关场一点接地的原则，以此减少改造过渡阶段施工查线工作量，降低了风险。改造后使电压回路大大简化和明晰。
3.电缆沟改造
电缆沟改造实际上是电缆沟的重新建造。趁本次改造工程中需要重新敷设大量电缆，二次设计中在决策新建继电器室的情况下，搬迁保护装置，按照新的电缆走向建造新电缆沟，500 kV配电装置场地内原老电缆沟全部废除。
4. 500 kv调爬和增容
80年代的老变电站，绝缘配置按照当时环境条件设计，设备和绝缘子的绝缘等级，一般按照清洁区选配，爬电比距采用1 7 cm／kV。变电站500kv绝缘子串仅为28片普通型绝缘子，大大低于月前华东地区污区分布网要求的2.5 cm／kV。本次改造设计中，对站内500 kV绝缘子串和500 kV支持绝缘子全部予以调爬，将需要增容的回路相应调整载流导线，同时进行了构架抽力核算．整体提高了变电站500 kV绝缘水平和通流能力。
站内尚未经过升级的老保护、老通道站内老的保护通道在前几年中，每年在申请
立项及改造，有些项目还正在施工。余下的未经升级的500 kV老保护和老通道已经不多。为避免下次重复继续申请和重复操作，设计将剩余的老保护和老通道，在本次工程中一起更换。
二、施工图设计阶段
施工图设计开展阶段，争取时间抓紧操作与设备资料无关的接地网改造和电缆沟改造的施工设计图纸。满足了该二项目可以先期实行施工的要求。在催促供货商提供设备资料期间，有关部门同时和变电站输变电工程公司编制改造工作顺序、内容、时间及停电计划。经过，有关部门研究、讨论并经上级部门协调批准后，我院按照停电计划制订了施工图出图计划，满足了施工交底和施工准备要求。
三、设计交底和工代配合
初步设计中除了500 kV主设备、主接地网、站内自动化按既定原则改造外，并经与各有关单位协调，提出如下改造事项。
（1）设计院按照现在新工程设计的主接线模式，将原安装在变电站各串出线侧的隔离开关拆除取消。取消后，设计考虑了串内出线侧隔离开关除了改造部分外，还有调整和移建部分。该项工作有助于简化主接线。
（2）调爬和增容项目是设计院提出的连带项目，牵涉到所有各串跨线和全部母线绝缘子串及导线的更换，因数量多必须详细核对和统计。该项工作调整并提高了站内绝缘等级和通流能力。
（3）破旧的电缆沟的改建、构支架整修及避雷针更换和道路整新，项目琐碎烦杂并涉及整个500 kV配电装置。需要详细了解和仔细安排。该项工作解决了站内锈蚀和破烂问题。
（4）500 kV继电器室的新建，保护设备的搬迁为电缆沟走向改变为电缆沟更新创造条件。
（5）站内500 kV未经更新的老保护，趁本次改造一同更新，避免重复立项。
（6）监控自动化系统的新建和接入，设计人员研究和比较了各种方案，并对全站二次接线重新进行考虑和电缆重新进行敷设，是本次工程最本次所有设计都围绕改造工程服务，基本上没有遗留和遗憾。经过安装、施工、运行、调试、调度投运等各方面的检查和检验，总体改造效果显著。
在施工、安装、监理、调试、调度、运行等各单位的辛勤劳动下，改造工程的施工安装工作进展迅速，调试、投运顺利。本工程全站需要改造的500kV配电装置共6个串（4整串，2半串），其中4个完整串为运行串，2个半串为暂时停运串，全部各串都有大量的改造工作，包括一次主设备、二次线、保护、监控、部分=次和土建设施等。特别是二次线及监控系统，在每串改造中都有非常多的图纸和大的工作量。经过各方努力，500 kv的4个运行串的改造工作已经在2007年4月底全部完成，并已全部投入生产运行。
参考文献
[1] 肖世杰．构建中国智能电网技术思考[J]．电力系统自动化，2009
