毕业论文江西洪都钢厂110kV变电站电气部分设计新.doc

目 录摘 要3绪 论 4第一章 接入系统方案 7 11 方案拟定7 12 投资分析7 13 技术条件比较7 14 10kv供电方案 8第二章 电气主接线 921 110kv电气主接线 1122 10kv电气主接线 1323 站用变接线 15第三章 变压器选择 16 31 主变容量、型式及台数的选择16 32 站用变台数、容量和型式的确定20第四章 最大持续工作电流及短路电流的计算 22 41 各回路最大持续工作电流22 42 短路电流计算22第五章 主要电气设备选择 27 51 高压断路器的选择29 52 隔离开关的选择32 53 高压熔断器的选择33 54 互感器的选择33 55 母线的选择37 56绝缘子和穿墙套管的选择 3957无功补偿的选择 3958各主要电气设备选择结果一览表 40第六章 主变压器保护设计 4161 概述 41 62 变电站主变保护的配置41第七章 10kV高压开关柜的选择 4771 进线柜 47 72 出线柜50第八章 10kV高压开关柜的控制、信号系统设计 51第九章 电气二次部分设计 53附录 110kV洪钢变接入系统路径方案比较图（A3）55附录 总降压变电所电气主接线图（A2） 55附录 高压开关柜订货图（A2） 55附录 10kV线路控制、保护回路接线全图（A2）55致 谢56主要参考文献57摘 要本文首先根据任务书上所给系统与线路及所有负荷的参数，分析负荷发展趋势。从负荷增长方面阐明了建站的必要性，然后通过对拟建变电站的概括以及出线方向来考虑，并通过对负荷资料的分析，安全，经济及可靠性方面考虑，确定了接入系统方案和110kV、10kV以及站用电的主接线，然后又通过负荷计算及供电范围确定了主变压器台数、容量及型号，同时也确定了站用变压器的容量及型号，最后，根据最大持续工作电流及短路电流计算的计算结果，对高压熔断器、隔离开关、母线、绝缘子和穿墙套管、电压互感器、电流互感器进行了选型，以及设计了主变压器的保护和降压站的控制、信号系统设计，并对10kV高压开关柜进行了选择，从而完成了110kV变电站电气部分的设计。关键词：变电站 变压器 接线 绪 论1、 江西洪都钢厂110kV变电站的地位及作用江西洪都钢厂110千伏变电站的建设主要是用于保证江西洪都钢厂搬迁至昌北区后生产用电的可靠供电及未来发展的需要。根据设计任务书中关于江西洪都钢厂110千伏变电站建设的可行性研究报告的资料可知：江西洪都钢厂在昌北新区后，一、二期工程负荷装机总容量24.5兆瓦，实际用电负荷11.76兆瓦，年用电量6450万千瓦时。以焊接钢管、热轧窄带钢、冷轧窄带钢三大主要产品改造性搬迁为主要内容的三期工程装机总容量31兆瓦，实际用电负荷13.4兆瓦，年用电量7370万千瓦时。一、二期、三期工程负荷装机总容量55.5兆瓦，实际用电负荷25.16兆瓦，年用电量13820万千瓦时。预计四期工程负荷装机总容量20兆瓦，实际用电负荷9.5兆瓦，年用电量5230万千瓦时，2010年前后实现。届时全厂总负荷将达到65兆瓦。因此，从目前的供电状况及洪钢扩大再生产的用电需求来看，江西洪都钢厂110千伏变电站的建设，不仅是江西洪都钢厂搬迁至昌北新区保证用电的需要，也是洪钢扩大再生产的用电必须。按照先行的原则，依据远期负荷发展，决定建设一座110kV变电站。该变电所建成后，不仅改善了江西洪都钢厂供电的质量，提高系统的可靠性，而且确保了洪都钢厂未来发展的用电需要。2、 建设规模110千伏远期出线2回，采用单母线分段接线；本期出线1回，采用线路变压器组接线； 10千伏远期出线20回，采用单母线分段接线；本期出线10回，采用单母线接线。3、 变电站负荷情况及所址概况根据江西洪都钢厂正式提供的负荷资料，搬迁昌北新区后，一期、二期工程负荷装机总容量24.5兆瓦，其中交流容量16.56兆瓦，直流容量7.94兆瓦，实际用电负荷为11.76兆瓦，年用电量6450万千瓦时。以焊接钢管、热轧窄带钢、冷轧窄带钢三大主要产品改造性搬迁为主要内容的三期工程负荷装机总容量31兆瓦，其中交流容量20.052兆瓦，直流容量10.948兆瓦，实际用电负荷为13.4兆瓦，年用电量7370万千瓦时。一期、二期、三期工程负荷装机总容量55.5兆瓦，实际用电负荷为25.16兆瓦，年用电量13820万千瓦时。预计四期工程负荷装机总容量20兆瓦，实际用电负荷为9.5兆瓦，年用电量5230万千瓦时，2010年前后实现。洪钢110kV站址位于洪都钢铁厂新建厂区内。变电站的电压等级为110/10kV。变电站拟由双港变或六盘山变双回路供电。其中六盘山变主变容量为2×120MVA，距离3km；双港变主变容量为1×120MVA，距离1.3km。该地区自然条件：年最高气温 40.9摄氏度，年最底气温- 9.9摄氏度，年平均气温 18摄氏度。本论文主要通过分析上述负荷资料，以及通过负荷计算，最大持续工作电流及短路计算，对变电站进行了设备选型和主接线选择，进而完成了变电站一次部分设计。 第一章 接入系统方案1.1 方案拟定从洪钢变在电力系统中所处的地理位置来看，距离洪钢变较近的220千伏变电所只有双港变和盘龙山变两座，其中距离双港变1.3公里，距离盘龙山变也只有3.0公里。距离都很近。根据南昌供电区电网规划蓝图，从供电的合理性、减少网损、节省一次投资且又能满足洪钢四期工程负荷的要求出发，洪钢变应就近接入盘龙山变或双港变供电，为此方案拟定如下。方案1洪钢变最终以2回110千伏线路接入到双港变，本期先建设1回；方案2洪钢变最终以2回110千伏线路接入到盘龙山变，本期先建设1回；方案3洪钢变最终以2回110千伏线路接入系统，本期1回线路先接入到盘龙山变，远期再建1回线路接入双港变，两回线路采用一主一备的运行方式。1.2 投资分析从一次投资来看，方案1双港变扩建2个110千伏间隔，投资约2×90万元。方案2由于盘龙山变只有1个110千伏备用间隔，另1个间隔需拆围墙、征用土地、拆除多栋民房等，投资需增加，经初步估算，盘龙山变扩建2个110千伏间隔，投资约1×90+1×140万元；方案3盘龙山变扩建1个110千伏间隔90万元，双港变扩建1个110千伏间隔90万元。由投资比较结果可知，方案1投资最小。1.3 技术条件比较 从供电的合理性来看，方案1离双港变较近，线损及压降较小，供电合理；方案2、方案3（本期）离盘龙山变较远，线损及压降相对较大，供电合理性相对较差。从网络及主变供电能力来看，方案2、方案3（本期）洪钢从盘龙山变供电，而盘龙山变为南昌供电区的枢纽变，网络供电能力较强，但盘龙山变（2×120兆伏安主变）目前最高供电负荷已达150兆瓦左右，负荷较重，考虑近一、二年所带负荷增长后，盘龙山变两台主变再供洪钢就颇感紧张，甚至有可能过载，造成盘龙山变需更换大容量主变；方案1洪钢从双港变供电，而双港变目前最大供电负荷只有25兆瓦，主变富裕容量较多，因此双港变主变供洪钢用电应该没有问题。从网络供电能力来看，双港变通过2回220千伏线路从盘龙山变取得电源，再通过2回220千伏线路转供晨鸣纸业变，由于盘龙山双港220千伏双回线路导线截面均为2×LGJ-300型导线，该线路经济输送容量为262兆伏安，40时的持续极限输送容量为439兆伏安，因此线路供电能力也是足够的。从供电可靠性来看，由于盘龙山变为两台主变且110千伏母线为双母线带专用旁路接线，因而方案2、方案3（本期）供电可靠性较高；由于双港变为1台主变且110千伏母线为单母线接线，一旦双港变主变和110千伏母线正常检修或故障停运时，洪钢将全厂停电，因而方案1供电可靠性较低。从实施条件来看，方案2由于盘龙山变110千伏出线间隔不够，扩建间隔时，需拆除围墙、拆迁多栋民房并征用土地，实施难度大，涉及到的外界不定因素较多，同时盘龙山变110千伏出线走廊拥挤并涉及到间隔的调整，因而实施条件复杂，难度较大；方案3虽不存在拆除围墙、拆迁多栋民房并征用土地问题，但存在盘龙山变110千伏出线走廊拥挤及间隔的调整，实施起来也存在一定的难度；方案1相对来看，实施条件较好。综上技术经济比较可知，方案1无论从投资、供电的合理性、实施条件，还是从网络及主变供电能力来看，都具有一定的优势，唯一不足的是双港变为1台主变且110千伏母线为单母线接线，一旦双港变主变和110千伏母线正常检修或故障停运时，洪钢将全厂停电，因而对洪钢的供电可靠性较低，其次是方案3，较差的是方案2。因此，本设计着重从节省投资，从供电的合理性、实施条件及220千伏双港变主变供电能力裕度来看，方案1都具有一定的优势，因此选择方案1为江西洪都钢厂110千伏变电所接入系统方案，即洪钢变主供电源从双港220千伏变电所过来，本期以1回110千伏线路接入双港变运行，待2号主变上来后，再新建1回110千伏线路接入双港变；另外，从供电区域来看，洪钢变也位于南昌经济技术开发区电力有限公司双港变的供电营业区内。需要指出的是：洪钢变按入方案1接进双港变供电后，为保证洪都钢厂的供电可靠性，避免出现全厂停电事故，要求双港变2号主变（120兆伏安）扩建及110千伏母线完善（由目前单母线接线发展为双母线接线）尽可能与洪都钢厂期工程同步建成投产。1.4 10千伏供电方案根据洪钢变的供电范围及洪钢一、二、三期的供电计划，10千伏出线本期考虑10回，其中无缝2回，冷带2回，热带2回，焊管2回，其它2回，远期再出线10回。第二章 电气主接线设计电气主接线是变电站电气设计的首要部分，也是构成电力系统的重要环节。主接线的确定对电力系统整体及变电所本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择，配电装置布置，继电保护和控制方式的拟订有较大影响。因此必须正确处理好各方面的关系，全面分析有关影响，通过技术经济比较，合理确定主接线。在选择电气主接线时，应以下各点作为设计依据：变电所在电力系统中的地位和作用，负荷大小和重要性等条件确定，并且满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。1 、运行的可靠性它是电力生产和分配的首要要求。断路器检修时是否影响供电；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可靠性、灵活性、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，使其尽可能地发挥经济效益。5、应具有扩建的可能性 由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。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。根据电气主结线的设计原则，考虑到洪钢110千伏变电所在洪都钢厂的重要性，其电气主结线如下：110千伏远期出线2回，采用单母线分段接线；本期出线1回，采用线路变压器组接线； 10千伏远期出线20回，采用单母线分段接线；本期出线10回，采用单母线接线。洪钢110千伏变电所电气主结线原则意见详见图3-2所示。 2.1 110kV电气主接线由于此变电站主要就是为了满足江西洪都钢厂生产负荷用电以及未来负荷增长而建设的。其负荷为地区性负荷，负荷性质为I类负荷。变电站110kV侧和10kV侧，均为单母线分段接线。110kV220kV出线数目为5回及以上或者在系统中居重要地位，出线数目为4回及以上的配电装置一般采用双母线。在采用单母线、分段单母线或双母线的35kV110kV系统中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路母线。110kV接入系统：最终2回；本期1回。根据昌北地区目前电网的供电情况可知，目前昌北地区主要有两座大型变电所：盘龙山220千伏变电所，双港220千伏变电所。其中，盘龙山220千伏变电所，位于南昌昌北地区，为南昌供电区的枢纽变，主变容量2×120兆伏安，目前供电负荷最大约150兆瓦，平均为7080兆瓦。目前盘龙山变220千伏出线已达9回（西郊2回，柘林1回，九江期1回，共青1回，南昌变2回，双港变2回），另备用2回至董家窑变；110千伏有7回出线（盘赣、盘下、盘蛟、盘岭蛟、盘象、盘空和盘航线），还有1个备用间隔；220千伏、110千伏均采用双母线带专用旁路接线，10千伏采用单母线分段接线，且10千伏不对外带负荷。两台主变均为有载调压降压变压器，主变抽头调节范围为220±8×1.5%/121/10.5kV，无功补偿采用并联电容器组，容量4×6兆乏。据现场了解结果，盘龙山变目前还有1个110千伏备用间隔，如需再扩建110千伏出线间隔，则需拆除围墙和多栋民房。双港变位于南昌昌北地区，为国家级南昌经济技术开发区的专用变电所，主变容量1×120兆伏安（规模3×120兆伏安主变），目前最大供电负荷仅为25兆瓦。目前双港变220千伏出线4回（盘龙山变2回，晨鸣纸业专用变2回），并从盘龙山变取得电源（双回2×LGJ-300型导线，长2.68公里），且转供到晨鸣纸业220千伏用户专用变；110千伏出线2回，至麦园变，10千伏出线6回；220千伏为双母线接线，110千伏为单母线接线（先上了段母线），10千伏单母线接线。双港变主变为有载调压降压变压器，主变抽头调节范围为230±8×1.25%/115/10.5kV，无功补偿采用并联电容器组，容量2×6兆乏。据现场了解结果，双港变目前还有8个110千伏备用间隔，其中2回仅预留了扩建场地。在南昌供电区电网规划的基础上，从供电的合理性、减少网损、节省一次投资且又能满足洪钢用电负荷的要求出发，洪钢变应就近接入盘龙山变或双港变供电，为此，可行性研究报告的资料中接入系统推荐方案1洪钢变最终以2回110千伏线路接入到双港变，本期先建设1回。一、110kV侧。110kV侧出线2回，选用以下几种接线方案：（1）单母线分段接线。母线分段后重要用户可以从不同段引出两回馈电线路，一段母线故障，另一段母线仍可正常供电。单母线分段接线，它投资少，在110kV配电装置中它基本可以满足可靠性要求。（2）带旁路母线的单母线分段接线。母线分段后提高了供电可靠性，加上设有旁路母线，当任一出线断路器故障或检修时，可用旁路断路器代替，不使该回路停电。根据以上分析、组合，保留下面两种可能接线方案，如图1.1及图1.2所示。 图1.1单母线分段接线图1.2单母线分段带旁母接线对图1.1及图1.2所示方案、综合比较，见表1-1。表1-1 主接线方案比较表 项目 方案 方案方案技术 简单清晰、操作方便、易于发展 可靠性、灵活性差 运行可靠、运行方式灵活、便于事故处理、易扩建 旁路断路器可代替需检修的出线断路器工作 倒闸操作复杂，容易误操作经济 设备少、投资小 用母线分段断路器兼作旁路断路器节省投资 占地大、设备多、投资大在技术上（可靠性、灵活性）第种方案明显合理，在经济上则方案占优势。鉴于此站为地区变电站应具有较高的可靠性和灵活性。经综合分析，决定选第I种方案为设计的最终方案。 2.2 10kV电气主接线610kV配电装置出线回路数目为6回及以上时，可采用单母线分段接线。而双母线接线一般用于引出线和电源较多，输送和穿越功率较大，要求可靠性和灵活性较高的场合。根据洪钢变的供电范围及洪钢一、二、三期的供电计划，10千伏出线本期考虑10回，其中无缝2回，冷带2回，热带2回，焊管2回，其它2回,远期再出线10回。目前I段母线开关柜增加1个站用变柜和1个电容器柜，远期再建设I段母线站用变柜和电容柜。10kV侧出线10回，为I类负荷，选用以下几种接线方案：（1）单母线分段接线，它投资少，在10kV配电装置中它基本可以满足可靠性要求。（2）双母线接线。采用双母线接线后，可以轮流检修一组母而不致使供电中断，检修任一回路的母线隔离开关时，只需断开此隔离开关所属的一条电路和与隔离开关相连的该组母线，其它电路均可通过另一组母线继续运行。上述两种方案如图1.5及图1.6所示。图1.5单母线分段接线 图1.6双母线接线对图1.5及图1.6所示方案、综合比较，见表1-3表1-2 主接线方案比较项目 方案方案单分方案双技术 不会造成全所停电 调度灵活 保证对重要用户的供电 任一断路器检修，该回路必须停止工作供电可靠调度灵活扩建方便便于试验易误操作经济 占地少 设备少设备多、配电装置复杂投资和占地面大经过综合比较方案在经济性上比方案好，且调度灵活也可保证供电的可靠性。所以选用方案。2.3 站用电接线一般站用电接线选用接线简单且投资小的接线方式。故提出单母线分段接线和单母线接线两种方案。两种方案如图1.7及图1.8所示。图1.7单母线分段接线 图1.8单母线接线对图1.7及图1.8所示方案、综合比较，见表1-4。表1-3 主接线方案比较项目 方案方案单母线分段接线方案单母线接线技术不会造成全所停电调度灵活保证对重要用户的供电任一断路器检修，该回路必须停止工作扩建时需向两个方向均衡发展 简单清晰、操作方便、易于发展 可靠性、灵活性差经济占地少设备少设备少、投资小经比较两种方案经济性相差不大，考虑10KV主接线采用单母线分段接线，站用变接入开关柜内，所以选用可靠性和投资小的方案单母线接线。第三章 变压器选择3.1 主变容量、型式及台数的选择变压器是变电所中的主要电器设备之一，它的主要作用是变换电压以利于功率的传输，电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高了经济效益，达到远距离送电的目的。而降压变压器则将高电压降低为用户所需要的各级使用电压，以满足用户的需要。主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。因此，主变的选择除依据基础资料外，还取决于输送功率的大小，与系统的紧密程度，同时兼顾负荷的增长速度等方面，并根据电力5-10年发展规划，综合分析，合理选择。3.1 .1 主变台数的选择由原始资料可知，我们本次设计的变电站是一个位于市郊区的110kV降压变电站，主要是接受110kV的功率，通过主变向10kV线路输送，是一个一般的地区变电站。由于出线中有多回I类负荷，停电会对生产造成重大的影响。因此选择主变台数时，要确保供电的可靠性。为了提高供电的可靠性，防止因一台主变故障或检修时影响整个变电站的供电，变电站中一般装设两台主变压器。互为备用，可以避免因主变故障或检修而造成对用户的停电，若变电站装设三台主变，虽然供电可靠性有所提高，但是投资较大，接线网络较复杂，增大了占地面积和配电设备及继电保护的复杂性，并带来维护和倒闸操作的许多复杂化。考虑到两台主变同时发生故障的几率较小，适合远期负荷的增长和扩建的需要，而当一台主变压器故障或检修时由另一台主变压器可带动全部负荷的70%，能保证正常供电，故可选择两台主变压器。3.1.2 主变压器容量的选择主变压器容量一般按变电所建成后5-10年规划负荷选择，并适当考虑到远期10-20年的负荷发展，对于城郊变电站主变压器容量应与城市规划相结合，该变电站本期和远期负荷都已给定，所以，应按本期和远期总负荷来选择主变容量。根据变电站所带负荷的性质和电网的结构来确定主变压器的容量，对于有重要负荷的变电站应考虑当一台主变压器停用时，其余变压器容量在计及过负荷能力的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷，对一般性变电站当一台主变压器停用时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70-80%。该变电所的主变压器是按全部负荷的70%来选择，因此装设两台变压器后的总的容量为Se=2×0.7×Pm=1.4Pm。当一台变压器停运时，可保证对70%负荷的供电。考虑到变压器的事故过负荷能力为40%，则可保证98%负荷供电。因为该变电所的电源引进线是110kV侧引进，而高压侧110kV母线负荷不需要经过主变倒送，低压侧全部负荷需经主变压器传输出至各母线上。计算如下：110kV侧负荷由洪都钢厂负荷预测可知，2007年46月洪钢一、二、三期达到规模后，负荷达25.16兆瓦， 功率因素取0.9,主变容量按10kV侧总负荷的70%来选择S本=P本/ cos=25.16/0.9=27.96（MVA）S=S本×70%=27.96×70%=19.57（MVA）S四=P四/ cos=9.5/0.9=10.56（MVA）S=S四×70%=10.56×70%=7.39（MVA）总负荷达35兆瓦，S总=P总/ cos=35/0.9=38.89（MVA）S总= S总×70%=38.89×70%=27.22（MVA）因此本期选择1台31.5兆伏安主变可满足供电要求；四期上来后，新增负荷9.5兆瓦，扩建2号20兆伏安主变便可满足要求。3.1.3 主变压器型式的选择3.1.3.1 主变相数的选择主变压器采用三相或单相，主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素,特别是大型变压器尤其需要考虑其运输可能性保证运输尺寸不超过遂洞、涵洞、桥洞的允许通过限额，运输重量不超过桥梁、车辆、船舶等运输工具的允许承载能力，当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电站均应选用三相变压器。 本次设计的变电站是一个110kV变电站，位于市郊，交通便利，不受运输条件限制，故可选择三相变压器，减少了占用稻田、丘陵的面积；而选用单相变压器相对来讲投资大，占地多，运行损耗大，同时配电装置以及继电保护和二次接线比较复杂，增加了维护及倒闸操作的工作量。3.1.3.2 绕组数的选择 在具有二种电压等级的变电站中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器采用双绕组变压器。 在生产及制造中双绕组变压器有自耦变压器、分裂变压器以及普通双绕组变压器。自耦变压器与同容量的普通变压器相比具有造价低有功和无功损耗小，效率高，但是在某些运行方式下，自耦变压器的传输容量不能充分利用，而在另外一些运行方式下，又会发现过负荷。当低压侧负荷都较大时，不宜采用自耦变压器。分裂变压器约比同容量的普通变压器贵20%。在分裂变压器中对两端低压母线供电时，如果两端负荷不相等，两端母线上的电压也不相等，损耗也应增大。普通双绕组变压器价格在自耦变压器和分裂变压器之间，安装以及调试灵活，满足各种继电保护的要求，又能满足调度的灵活性，它还分为无激磁调压和有载调压两种，这样它能满足各个系统中的电压波动，它的供电可靠性也高。则本次设计的变电所选择普通双绕组变压器。3.1.3.3 主变调相调压方式的选择洪钢变的电压主要受南昌主网电压及盘龙山变的电压影响。调相调压主要计算了2007年夏大、夏小、冬大、冬小四种基本运行方式下，洪钢变无功补偿装置参加投切时，盘龙山变、双港变、晨鸣纸业变和洪钢变的电压变化情况，其计算条件及计算结果详见下表所示。 2007年调相调压计算结果表 单位：兆伏安，千伏 方 式项 目夏大方式夏小方式冬大方式冬小方式南昌电厂出力229+j123.6183+j66.4114+j7091.5+j42南昌电厂机组功率因素0.880.940.8520.909洪钢变无功补偿3.61.83.61.8洪钢变主变抽头位置110/10.5110/10.5110/10.5110/10.5盘龙山220千伏电压226.8227.8227.3229.5双港变电压226.5/113.3227.6/113.8227/113.5229.4/114.7晨鸣纸业变变220千伏电压226.3227.5226.7229.2洪钢变电压113.16/10.2113.69/10.25113.36/10.22114.59/10.33由调相调压计算结果可知，由于洪都钢厂是三班制连续生产企业，大、小负荷相差不大，加上洪钢变无功补偿的调节，故洪钢变的电压波动范围不大，夏大、夏小方式下，洪钢变110千伏电压平均值为113.43千伏，冬大、冬小方式下，洪钢变110千伏电压平均值为113.98千伏，因此，从2007年计算情况来看，洪钢变110千伏主抽头电压选择115千伏偏高，故应选择110千伏较为合适。变压器的电压调整是用分接开关切换变压器的分接头，从而改变变压器变比来实现的。切换方式有两种：不带电切换称为无激磁调压，调整范围通常在±5%以内。另一种是带负载切换，称为有载调压，调整范围可达30%。对于110kV的变压器，宜考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压方式，所以本次设计的变电站选择有载调压方式。3.1.3.4 连接组别的选择变压器绕组的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Y和。我国110kV及以上电压，变压器绕组都采用Y0 连接，35kV以下电压，变压器绕组都采用连接。全星形接线虽然有利于并网时相位一致的优点，而且零序阻抗较大，对限制单相短路电流皆有利，同时也便于接入消弧线圈，但是由于全星形变压器三次谐波无通路，因此将引起正弦波电压的畸变，并对通讯设备发生干扰，同时对继电保护整定的准确度和灵敏度均有影响。如果影响较大，还必须综合考虑系统发展才能选用。采用接线可以消除三次谐波的影响。本次设计的变电所的两个电压等级分别为：110kV和10kV，所以选用主变的接线级别为Y/-12-11接线方式。3.1.3.5 容量比的选择根据原始资料计算可知，10kV侧负荷容量都比较大，所以容量比选择为100/100。3.1.3.6 主变冷却方式的选择主变压器一般采用冷却方式有自然风冷却（小容量变压器）、强迫油循环风冷却（大容量变压器）、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。在水源充足，为了压缩占地面积的情况下，大容量变压器也有采用强迫油循环水冷却方式的。强迫油循环水冷却方式散热效率高，节约材料，减少变压器本身尺寸，其缺点是这样的冷却方式要在一套水冷却系统和有关附件，冷却器的密封性能要求高，维护工作量大。而本次设计的变电所位于郊区，对占地要求不是十分严格，所以应采用强迫油循环风冷却方式。故选择主变型号为：SFSZ9-31500/110 容量比（高/低%）：100/100 电压分接头：110±8×1.25%/10.5kV 阻抗电压（高低）：10.5% 联结组别：YN，d11扩建2号20兆伏安主变型号为：SFSZ9-20000/110 容量比（高/低%）：100/100 电压分接头：110±8×1.25%/10.5kV 阻抗电压（高低）：10.5% 联结组别：YN， d113.2 站用变台数、容量和型式的确定3.2.1 站用负荷计算S站=0.85×(91.5/0.85)×(1+5%)=96.075KVA0.096MVA3.2.2站用变台数的确定对大中型变电站，通常装设两台站用变压器。因站用负荷较重要，考虑到该变电站具有两台主变压器和两段10kV母线，为提高站用电的可靠性和灵活性，所以装设两台站用变压器，并采用单母分段的方式。3.3.3站用变容量的确定 站用变压器 容量选择的要求：站用变压器的容量应满足经常的负荷需要和留有10%左右的裕度，以备加接临时负荷之用。考虑到两台站用变压器为采用暗备用方式，正常情况下为单台变压器运行。每台工作变压器在不满载状态下运行，当任意一台变压器因故障被断开后，其站用负荷则由完好的站用变压器承担。S站=96.075/(1-10%) =106kVA3.3.4 站用变型式的选择 考虑到目前我国配电变压器生产厂家的情况和实现电力设备逐步向无油化过渡的目标，可选用干式变压器。站用变参数如下：型号电压组合连接组标号空载损耗负载损耗空载电流阻抗电压高压高压分接范围低压S9-200/1010±5%0.4Y,yn00.482.61.34第四章 最大持续工作电流及短路电流计算4.1 各回路最大持续工作电流根据公式 = （3-1） 式中 - 所统计各电压侧负荷容量 - 各电压等级额定电压 - 最大持续工作电流 = =/则：10kV =38.52MVA/×10KV =2.224KA 110kV =38.52 MVA/×110KV =0.2022 KA4.2短路电流计算在电力系统中运行的电气设备，在其运行中都必须考虑到发生的各种故障和不正常运行状态，最常见同时也是最危险的故障是各种形式的短路。因为它们会破坏对用户正常供电和电气设备的正常运行，使电气设备受到破坏。短路是电力系统的严重故障。所谓短路是指一切不属于正常运行的相与相之间或相与地之间（对于中性点接地系统）发生通路的情况。在三相系统中，可能发生的有对称的三相短路和不对称的两相短路、两相接地短路和单相接地短路。