【正文】 752 自動重合閘裝置 64 參考文獻 65 致謝 66 5 原始資料分析 一、設(shè) 計任務(wù) 35KV 企業(yè)變電所電氣一次設(shè)計 二、待建變電所基本資料 某企業(yè)為保證供電需要，要求設(shè)計一座 35KV 降壓變電所，以 10KV 電纜給各車間供電，一次設(shè)計并建成。 距離本變電所 6KM 處有一系統(tǒng)變電所，用 35KV 雙回架空線路向待設(shè)計的變電所供電。在最大運行方式下，待設(shè)計變電所高壓母線上的短路功率為 1000MVA。 待設(shè)計變電所 10KV 側(cè)無電源，考慮以后裝設(shè)兩組電容器，提高功率因數(shù)，故要求預(yù)留兩個間隔。 本變電所 10KV 母線到各車間均用電纜供電，其中一車間和二車間為 Ⅰ 類負荷，其余為 Ⅱ 類負荷， Tmax=4000h。各饋線負荷如下表所示： 序號 車間名稱 有功功率（ KW） 無功功率（ KVAR） 1 一車間 1100 480 2 二車間 740 500 3 機加工車間 850 580 4 裝配車間 1000 500 5 鍛工車間 950 300 6 高壓站 1400 320 7 高壓泵房 750 530 8 其他 950 700 6 所用電的主要負荷如下表所示： 序號 設(shè)備名稱 額定容量（ KW） 功率因數(shù) 臺數(shù) 1 主充電機 20 1 2 浮充電機 1 3 蓄電池室通風(fēng) 1 4 屋內(nèi)配電裝置通風(fēng) 2 5 交流電焊機 11 1 6 檢修試驗用電 1 7 載波 1 8 照明負荷 9 生活用電 12 環(huán)境條件 當?shù)睾０胃叨?，年雷電日 個，空氣質(zhì)量優(yōu)良，無污染，歷年平均最高氣溫℃ ，土壤電阻率ρ≤ 500Ω? m。 7 第一章 主接線的選擇 11 主接線的設(shè)計原則和要求 發(fā)電 廠和變電所的電氣主接線是保證電網(wǎng)安全可靠、經(jīng)濟運行的關(guān)鍵，是電氣設(shè)備布置、選擇、自動化水平和二次回路設(shè)計的原則和基礎(chǔ)。 電氣主接線的設(shè)計原則： 應(yīng)根據(jù)發(fā)電廠和變電所所在電力系統(tǒng)的地位和作用。首先應(yīng)滿足電力系統(tǒng)的可靠運行和經(jīng)濟調(diào)度的要求，根據(jù)規(guī)則容量，本期建設(shè)規(guī)模、輸送電壓等級、進出線回路數(shù)、供電負荷的重要性，保證供需平衡，電力系統(tǒng)線路容量、電氣設(shè)備性能和周圍環(huán)境及自動化規(guī)則與要求等條件確定，應(yīng)滿足可靠性、靈活性和經(jīng)濟型的要求。 電氣主接線的主要要求 ： 可靠性：可靠性的客觀衡量標準時運行實踐主接 線的可靠性是其組合元件（包括一次不分和二次部分）在運行中可靠性的綜合，因此要考慮一次設(shè)備和二次部分的故障及其對供電的影響，衡量電氣主接線運行可靠性的一般準則是： （ 1） 斷路器檢修時，是否影響供電、停電的范圍和時間 （ 2） 線路、斷路器或母線故障以及母線檢修時，停電出線回路數(shù)的多少和停電時間長短，能否保證對重要用戶的不間斷供電。 （ 3） 發(fā)電廠、變電所全部停電的可能性。、 靈活性：投切發(fā)電機、變壓器、線路斷路器的操作要可靠方便，調(diào)度靈活，電氣主接線的靈活性要求有以下幾方面： （ 1） 調(diào)度靈活、操作方便，應(yīng)能靈活地投切某些元件，調(diào)配電源和負 荷能滿足系統(tǒng)在事故、檢修及特殊運行方式下的調(diào)整要求。 （ 2） 檢修安全，應(yīng)能容易地從初期過渡到最終接線，并在擴建過渡時使一次和二次設(shè)備等所需的改造最少。 控制、保護方式不過于復(fù)雜，以利于運行并節(jié)約二次設(shè)備和電纜投資，要適當限制經(jīng) 8 濟型：通過優(yōu)化比選，應(yīng)盡力做到投資省、占地面積小、電能損耗少，在滿足技術(shù)要求的前提下，要做到經(jīng)濟合理。 （ 1） 投資省，電氣主接線應(yīng)簡單清晰，以節(jié)省斷路器、隔離開關(guān)等一次設(shè)備投資，要使短路電流，一邊選擇價格合理的電氣設(shè)備。 （ 2） 占地面積小，電氣主接線的設(shè)計要為配電裝置的布置創(chuàng)造條件，以便節(jié)約地和節(jié)省架構(gòu) 、導(dǎo)線、絕緣小及安裝費用，在運輸調(diào)節(jié)許可的地方都應(yīng)采用三相變壓器。 （ 3） 電能損耗少，經(jīng)濟合理的選擇變壓器的型式、容量和臺數(shù)，避免因兩次變壓而增加投資。 12 主接線的擬定 待設(shè)計變壓所為一座 35KV 降壓變電所，以 10KV 電纜線各車間供電，距改變電所 6KM處有一系統(tǒng)變電所，用 35KV 雙回架空線向待設(shè)計的變電所供電，在最大運行方式下，待設(shè)計變電所高壓母線上的短路功率為 1000MVA，待設(shè)計變電所的高壓部分為二進二出回路，為減少斷路器數(shù)量及縮小占地面積，可采用內(nèi)橋接線和外橋接線，變電所的低壓部分為二進八處回 路，同時考慮以后裝設(shè)兩組電容量要預(yù)留兩個出線間隔，故 10KV 回路應(yīng)至少設(shè)有 10 回出線，其中，一車間和二車間為Ⅰ類負 荷，其余為Ⅱ類負荷，其主接線可采用單母不分段接線，單母分段接線和 單母分段帶旁路接線，綜上所述，該變電所的主接線形式初步擬定為 6 種，如下圖 21所示 9 圖 21（ a） 方案一 圖 21（ b） 方案二 10 圖 21（ c） 方案三 圖 21（ d） 方案四 11 圖 21（ e） 方案五 圖 21（ f） 方案六 13 主接線的比較與選定 131 技術(shù)比較 內(nèi)橋線路的特點： （ 1）線路操作方便 （ 2）正常運行時變壓器操作復(fù)雜 （ 3）橋回路故障或檢修時全廠分列為兩部分，使兩個單元間失去聯(lián)系 內(nèi)橋接線試用于兩回進線兩回出線且線路較長，故障可能性較大和變壓器不需要經(jīng)常切換運行方式的發(fā)電廠和變電站中。 外橋接線的特點： 12 (1)變壓器操作方便 （ 2）線路投入與切除時，操作復(fù)雜 （ 3）橋回路故障或檢修時全廠分列為兩部分，使兩個單元之間失去聯(lián)系。 外橋接線適用于兩回進線兩回出線且線路較短故障可能性小和變壓器需要經(jīng)常切換，且線路有穿越功率通過的發(fā)電廠和變電站中。待設(shè)變電所 35KV 回路進線為 6KM，進線較長，且沒 有穿越功率通過，正常運行時兩臺變壓器不需要經(jīng)常切換，經(jīng)比較，內(nèi)橋接線的線路投入與切除操作方便，故以上 6 種設(shè)計方案中，方案一、方案二和方案三為優(yōu)。 單母線不分段接線的特點： 接線簡單、清晰、設(shè)備少、操作方便、投資少、便于擴建，但其不夠靈活可靠，接到母線上任一元件故障時，均使整個配電裝置停電。 單母線分段接線的特點： 單母線分段接線也比較簡單、清晰，當母線發(fā)生故障時，僅故障母線段停止工作，另一段母線仍繼續(xù)工作，兩段母線可看成是兩個獨立的電源，挺高了供電可靠性，可對重要用戶供電，當一段母線故障或檢修時， 必須斷 開接在該段母線上的所有支路，使之停止工作，任一支斷路器檢修時，該 支路必須停止工作。 單母線分段帶旁路接線的特點： 在母線引出各元件的斷路器，保護裝置需停電檢修時，通過旁路木母線由旁路斷路器及其保護代替，而引出元件可不停電，加旁路母線雖然解決了斷路器和保護裝置檢修不停電的問題，提高了供電的可靠性，但也帶來了一些負面影響 。 a) 旁路母線、旁路斷路器及在各回路的旁路隔離開關(guān)，增加了配電裝置的設(shè)備，增加了占地，也增加了工程投資。 b) 旁路斷路器代替各回路斷路器的倒閘操作復(fù)雜，容易產(chǎn)生誤操作，釀成事故。 c) 保護及二次 回路接線復(fù)雜。 d) 用旁路代替?zhèn)€回路斷路器的倒閘操作，需要人來完成，因此帶旁路母線的界限不利于實現(xiàn)變電所的無人值班。 13 方案一種采用單母線不分段接線，雖然簡單靈活，但其可靠性不高，當接到母線上任一元件公章時，均使整個配電裝置停電，且?guī)гO(shè)變電所的符合均為Ⅰ類、Ⅱ類中藥符合，因此方案一種的單母線不分段接線不能滿足Ⅰ類、Ⅱ類負荷供電可靠性的要求。 方案二與方案三中采用單母線分段接線的兩段母線可看成是兩個獨立的電源，提高了供電的可靠性，為了確保當任何一路電源發(fā)生故障或檢修時，都不回中斷對重要用戶Ⅰ類負荷的用電，可 分別在每段母線上都設(shè)有一車間與二車間的出現(xiàn)間隔。方案二與方案三的可靠性都較高，加設(shè)旁路母線的方案三可使出現(xiàn)線路上斷路器故障或檢修時，通過旁路母線使用電不用中斷，相比之下，方案三的供電可靠性要比方案二高，但由于加設(shè)旁路母線也帶來了倒閘操作復(fù)雜等負面影響，即方案三靈活性要低于方案二，為最終確定帶設(shè)變電所的主接線方式，下面對方案二與方案三進行經(jīng)濟比較。 132 經(jīng)濟比較 綜合投資比較 )1001(0 aZZ ?? 該變電所為 35KV 等級，故不明顯的附加費用比例系數(shù) a 取 100 ???02ZZ ? ② 式中 0Z 包括變壓器、開關(guān)設(shè)備。配電裝置等設(shè)備的費用，由式子②可知，綜合投資與 0Z成正比。 方案三語方案二相比，方案三多設(shè)了一條 10KV 母線， 1臺旁路母聯(lián)斷路器及隔離開關(guān)。即方案三中的 0Z 大于方案二中的 0Z 。故方案二的綜合投資 Z 小于方案三的綜合投資 Z。 年運行費用 U的比較 AZ UUU ??? 式中 ZU 為折舊費， AU? 為損耗費 CZUZ ? 14 式中 C 為折舊維護檢修費，對主變及配電裝置可取 8%~10%.對水泥桿線路可取 5%，對鐵塔線路可取 4%，故 ZU 與 Z成正比。 ????? ?U 式中 ? 為電能電價（常數(shù)）。 雙繞組主變的年電能損耗 ])([ 20 ?emK SSPtPn ?????? 該變電所采用 2臺主變，故 n=2 式中 0P? 為主變壓器的空載損耗和短路損耗 t為變壓器年運行小時數(shù) eS 為變壓器的額定容量， mS 為變壓器持續(xù)最大負荷 ? 為最大負荷年損耗小時數(shù)，決定于最大負荷年利用小時數(shù) T 與平均功率因數(shù) ?COS 。 由于方案二與方案三都選用同樣兩臺型號相同的主變，故主變的年電能 損耗相同。 架空輸電線路的年電能損耗。 LKPm??? 式中 mP 為通過線路的最大持續(xù)功率， L為線路長度， K為線路有功損耗系數(shù)。方案二與方案三中都從距變電所 6KM 處的系統(tǒng)變電所用 35KV 雙回架空線路向帶設(shè)變電所供電。故其mP 、 L、 K相同，即架空輸電線路的年電能損耗相同。 由于 U= ZU + AU? 當損耗費用相同時， ZU 大的年運行費高，故方案二與方案三相比，方案二的經(jīng)濟性較優(yōu)。而且近年來，系統(tǒng)的發(fā)展，電力系統(tǒng)接線的可靠性有了較大提高， 220KV 以下電網(wǎng)建設(shè)的目標是逐步實現(xiàn) N1 或 N2 的配置，這樣有計劃地進行設(shè)備檢修，不會對用戶的供電產(chǎn)生影響，不需要通過旁路斷路器來代替檢修斷路器；由于設(shè)備制造水平的提高，高質(zhì)量的斷路器不斷出現(xiàn)，例如現(xiàn)在廣泛采用的 SF6 斷路器，真空斷路器，運行可靠性大幅度提高，使旁路母線的使用幾率也在逐年下降；由于現(xiàn) 今 的變電站都有向無人值班方式設(shè)計趨勢，旁路母線給無 人值班帶來不 便 ，故新建工程中基本上不再采用帶旁路母線的接線方式，所以經(jīng)綜合分析比較后，最終確定方案二為該變電所的電氣主接線方式，即 35KV 高壓部分采用內(nèi)橋接線， 10KV 低壓部分采用單母分段接線方式。 如下圖 22所示： 15 圖 22 14 所用電的設(shè)計 141 所用電設(shè)的要求計 變電所用電系統(tǒng)設(shè)計和設(shè)備選擇，直接關(guān)系到變電所的安全運行和設(shè)備的可靠。 最近幾年設(shè)計的變電所大都不采用蓄電池作為直流電源，而是廣泛采用晶閘管整流或復(fù)式整流裝置取得直流電源，這就要求交流所用電源可靠連續(xù)、電壓穩(wěn)定，因此要求有兩個電源。其電源的引入方式有內(nèi)接和外接兩種。其接入方式有三種，如下圖 23 所示： 16 圖 23（ a） 圖 23（ b） 17 圖 23（ c） 其中 圖 23（ a）兩臺所用變均從外部電源引進，其供電 可靠性最高，但由于接入電源電壓較高（ 35KV） ,投資成本也較大；圖 23（ c）的所用變投資成本最低但其可靠性較低； 圖 23（ b）的所用電源接入形式，當該變電站的兩臺主變壓器都發(fā)生故障時，一號所用變又外不電源接入，可以保證變電所的所用電正常。其成本投資低于 圖 23（