110kv变电站设计

一、绪论

1.1 变电站发展的历史与现状 1.1.1 概况

变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用，如果仍然依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，将无法满足现代电力系统管理模式的需求；同时用于变电站的监视、控制、保护，包括故障录波、紧急控制装置，不能充分利用微机数据处理的大功能和速度，经济上也是一种资源浪费。而且社会经济的发展，依赖高质量和高可靠性的电能供应，建国以来，我国的电力事业已经获得了长足的发展。随着电网规模的不断扩大、电力分配的日益复杂和用户对电能的质量的要求进一不提高，电网自动化就显得极为重要；近年来我国计算机和通信技术的发展及自动化技术的成熟，发展配电网调度与管理自动化以具备了条件。变电站在配电网中的地位十分重要，它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。因此，变电站自动化既是实现自动化的重要基础之一，也是满足现代化供用电的实时，可靠，安全，经济运行管理的需要，更是电力系统自动化EMS和DMS的基础。

变电站综合自动化是将变电站二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置及远动装置等）利用计算机技术和现代通信技术，经过功能组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和调节的一种综合性的自动化系统。它是变电站的一种现代化技术装备，是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的 综合应用，它可以收集较齐全的数据和信息。它具有功能综合化、，设备、操作、监视微机化，结构分布分层化，通信网络光缆化及运输管理智能化等特征。变电站的综合自动化为变电站小型化、智能化、扩大监视范围及变电站的安全、可靠、优质、经济地运行提供了现代化手段和基础保证。

1.1.2 变电站综合自动化系统的设计原则

1.在保证可靠性的前提下，合理和设置网络和功能终端。采用分布式分层结构，不须人工干预的尽量下放，有合理的冗余但尽量避免硬件不必要的重复。

2.采用开放式系统，保证可用性（Interoperability）和可扩充性（Expandability）。要求不同制造厂生产的设备能通过网络互连和互操作，同 时还要求以后扩建时，现有系统的硬件和软件能较方便的与新增设备实现互操作。

1.2课题来源及设计背景 1.2.1 课题来源

本课题是来源于本人联系的实习单位中山电力设计院正在研究和开发的项目，具有一

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定的实践性和可行性。

1.2.2 设计背景

大冲镇现有110KV变电站（大冲站）一座，向全镇范围内供电。大冲站共有主变2台，容量为40+31.5MVA，现有110KV线路2回，分别来自110KV联美变电站（联冲线）和南丰变电站（冲丰线）。目前大冲站的最大负荷为3.88万千瓦，到2003年，大冲镇的用电量将达2.27亿千瓦时，最大负荷达4.53万千瓦。随着工业的发展与工业区的开发，对电力电量的需求也相应的增加，预计到2005年，全镇用电量将达3.08亿千瓦时，最大负荷达6.16万千瓦；2010年，用电量将达到5.73亿千瓦时，最大负荷达到11.46万千瓦。

由此分析，仅靠目前大冲镇仅有的一个110KV变电站是远远不够满足负荷增长需求的。若按照《城市电网规划设计导则》的要求，主变容量按1.8~2.1来计算，2005年大冲共需要110KV主变容量约111~129兆伏安，而目前大冲站主变容量只有80MVA，还需要增加31~49MVA。为满足用电负荷增长的需要到2005年建设新的110KV变电站是十分必要的。而且大冲镇现有的10KV线路大部分是放射形网，无法形成合理的环网和分段，结构比较单一和薄弱，供电可靠性差。加上部分线路供电半径大、用户多、负荷重，线路压降过高，供电质量差，但城南变电站建成后可承担大冲镇南部的用电负荷，释放大冲站的供电能力，提高大冲镇的供电可靠性、改善电能质量和降低网损。并且，城南站建成后，可以与大冲站的10KV形成环网，有效的提高负荷转移能力，从而进一步提高供电可靠性。

综上所述，新建110KV城南变电站是电源合理分布点，改善10KV配电网络结构，满足新增用电需要的必要措施。

二、变电站负荷计算和无功补偿的计算 2.1 变电站的负荷计算 2.1.1 负荷统计

大冲镇的用电负荷统计如下表：

表1 用电负荷统计（单位：千瓦） 用电单位 火车站 洗衣机厂 首饰厂 宝元鞋厂 市一中

负荷统计（KW） 2500 3500 3000 12000 800 2

负荷类别 I II II II II 市中心小学 市水泥厂 明珠旅店 百惠商城 市政府 博爱医院 市公安局 中心市场 百乐休闲中心 其他散户 合计 400 1700 1800 2000 1650 750 1800 1000 900 5000 38800 II II II II I I I I I III

表2 负荷性质分析结果表 负荷等级 I II 2.1.2 负荷计算 各组负荷的计算：

1.有功功率 P=KX?ΣPei 2.无功功率 Q=P?tgФ 3.视在功率 S=P2?Q2

式中：ΣPei：每组设备容量之和，单位为KW；KX：需用系数；CosФ:功率因数。 总负荷的计算：

1.有功功率 PΣ=K1?ΣP 2.无功功率 QΣ= K1?ΣQ 3.视在功率 SΣ=

负荷值（KW） 8600 30200 占总负荷百分比（%） 22.16 77.84 ?P2??Q2

4.自然功率因数： CosФ1= PΣ/SΣ 式中：K1组间同时系数，取为0.85～0.9。

电力系统中的无功功率就是要使系统中无功电源所发出的无功功率与系统的无功负荷及网络中的无功损耗相平衡;按系统供电负荷的功率因数达到0.95考虑无功功率平衡。

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变电站所供负荷的总数：P总=38800KW 变电站所供一类负荷总数：P总1=8600KW 变电站所供二类负荷总数：P总2=30200KW

一类负荷占总负荷的百分比：δ= P总1/ P总=8600／38800×100%=22.16% 二类负荷占总负荷的百分比：δ= P总2 /P总=30200／38800×100%=77.84% 2.2 无功补偿的目的

无功补偿的目的是系统功率因数低，降低了发电机和变压器的出力，增加了输电线路的损耗和电压损失，这一些原因是电力系统基本的常识，在这里不多作特别的说明。电力系统要求用户的功率因数不低于0.9（本次设计要求功率因为为0.95以上），因此，必须采取措施提高系统功率因数。目前提高功率因数的常用的办法是装设电容器补偿无功。

2.3 无功补偿的计算

1.计算考虑主变损耗后的自然因数CosФ1：

P1=PΣ+ΔPb Q1=QΣ+ΔQb

CosФ1= P1 /P1?O1

2.取定补偿以后的功率因数： CosФ2为0.95： 3.计算补偿电容器的容量：

Qc=K1PΣ?(tgФ1+ tgФ2)

式中：K1=0.8～0.9

4.计算补偿电容器的个数： Nc=Qc / qc 式中：qc单个电容器的容量，单位kavr。

按照3的整数倍取定补偿器的个数Nc s，然后计算出实际的补偿容量：Qc s = Nc s * qc 5.计算补偿以后实际的功率因数，补偿后实际的功率因数大于0.9为合理

CosФ2= PΣ /Px?(Qx?QC)2 10KV： COSφ1≥0.9

∴选COSφ1=0.9来考虑：

P=38800KW

S=38800÷0.90=43111KVA Q=43111×tang=20822Kvar

110KV： COSφ2≥0.85 ∴选COSφ2=0.85来考虑;

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222 P=38800KW

S=38800÷0.85=45647KVA Q=45647×tang=28301Kvar

表3 负荷计算结果表 电压等级 10KV 110KV

有功功率（KW） 38800 38800 无功功率（KW） 20822 28301 视在功率（KVA） 43111 45647 主接线采用两台高压并联补偿电容器，每台主变安装一台。 电容器组的额定容量：4800kvar,单Y接线 三、主变压器台数和容量的选择 3.1变压器的选择原则

为了保证每年电容按10%的增长，并在10年内能满足要求， 并按下例方案进行综合考虑：

1.明备用方式，即2台主变压器的容量都满足（2-1）式的要求，任何情况下都只有1台运行，两台主变压器互相备用。

2.暗备用方式，即2台主变压器的容量之和满足（2-1）式的要求。正常情况下两台主变运行，故障情况下一台运行，因此，每台变压器的容量应满足安全用电的要求,即保证Ⅰ、Ⅱ类负荷的供电，一般要求能满足全部负荷的70%--80%。

3.在设计中，初期主变压器可采用明备用方式，随着负荷的增加和发展，后期可采用暗备用方式。

3.2 变压器台数的选择

1.对于大城市郊区的一次变电站，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电站以两台主变压器为宜。

2.对于孤立的一次变电站或大型工业专业用变电站，在设计时要考虑设三台主变压器的可能性。

3.对于规划只住两台主变压器的变电站，其变压器基础宜大于变压器容量的1-2级设计，以便符合发展时更换变压器的容量。

3.3 变压器容量的选择

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