【《110kV园区变电站设计》10000字（论文）】.docx

UOkV园区变电站设计1 .绪论11.1 园区变电站本期工程以及远期规划11.1.1 本期建设11.1.2 远期建设11.2 园区变电站接入系统方式1121接入系统方案1122变电站设计技术方案22 .短路电流整定32.1 主变压器32.2 短路电流计算32.3 无功补偿及调压计算32.4 中性点接地方式选择63 .电气设备83.1 要求83.2 11OkV设备型号参数83.3 35kV设备型号参数83.4 IokV设备型号参数83.5 IOkV并联电容器成套装置93.6 导体选择94 .电气设备绝缘水平114.1 IlokV电气设备绝缘水平114.1.1 基本要求114.1.2 11OkV电气设备绝缘水平114.2 35kV电气设备绝缘水平Il4.3 IOkV电气设备的绝缘配合125 .站用变压器选择135.1 变电站站用变压器选择136 .防雷接地146.1 防雷146.2 接地14参考文献161.绪论1.1 园区变电站本期工程以及远期规划1.1.l本期建设1）电压等级：110kV35kVIOkV。2）主变压器：建设1台三相三绕组（1103510kV）,主变压器变比为110±8X1.25%38.5±2×2.5%10.5kVo3）各电压等级连接方式：11OkV侧出线与22OkV稻香变进行双回出线连接，采用单母线分段的接线方式，中间母联开关进行连接。35kV出线采用单坦线接线方式与相同电压等级的变电站进行连接，在出现变电站35kV母线故障，需要倒负荷时，可以通过35kV出线与其他相同电压等级的变电站进行负荷连接，满足负荷的转移，能够保证可持续供电的相关可靠性。IOkV出线采用单母线接线方式，将电源持续输送到各个工厂开闭所。1.1.2远期建设1）电压等级：110kV35kVIOkV。2）主变压器：扩建1台三相三绕组（1103510kV）o3）各电压等级连接方式：IlOkV侧出线与22OkV金桥变迸行双回出线连接，在单母线分段的两侧母线上进行连接。35kV母线扩建一条，两条单母线通过母联开关进行单母线分段连接，更大程度上保证了可持续供电的相关可靠性。IokV出线扩建,母线也进行扩建，采用单母线分段的接线方式，在线路合环操作过程中，能够操作更加便捷，电源供应更加稳定可靠。考虑到后期建设，所以在一期工程建设初期，就应该充分考虑到后期扩建过程中要注意的地方，提前预留出合适的待用间隔，35kV和IOkV电压等级都进行了母线的扩充，更大程度上满足了电力不间断供应，为电力用户提供了更加优质的用电环境，同时调度员在操作过程中也会更加便捷，大大加快了操作速度，出现单条母线故障，可以及时通过母线分段开关，及时隔离故障点，最大程度上恢复未故障线路。在倒方式操作过程中也更加简单，操作起来更加便捷。1.2 园区变电站接入系统方式1.2.1 接入系统方案根据系统规划，结合新建110千伏园区变电站所选站址方案，园区变电站接入系统如下：园区变电站一期建设通过两回出线接入系统，接于220kV稻香变电站，采用规格为2XJ1./GIA-240/30导线新建线路，新建线路长度18.3kM,线路同塔双回路架设部分路径长12.5km,单回路架设部分长3.6kmo同塔双回线路节约了建设成本，经济型较高，但是在单回路计划检修过程，需要停电，就会造成另外一条母线陪停，所以后期变电站扩建过程中会增加另外两条IlokV母线，接入220kV金桥变电站，避免在计划检修过程中不会造成陪停引起变电站两条线路全停，单母线分段接线方式在当下电网设计运行过程中，运用的较为广泛，接线简单，同时可以通过母线分段开关，及时掌握方式形式，是两台主变合环运行还是并列，在变电站倒方式的时候，可以更换电源点,避免母线进线检修造成变电站停电,或者出现低电压等级的线路进行反带,增加了变电站的可靠性，所以变电站后期扩建工程作用较高。122变电站设计技术方案HOkV配电装置采用HGIS与户外AIS布置，变压器选用户外有载调压变压器，35kV和IOkV配电装置选用金属铠装移开式开关柜。HGlS设备将原有的断路器、隔离开关、接地刀闸、电流互感器等等一系列高压电气设备整装到一个密闭的环境中，壳体之内，充满了六氟化硫气体，可以起到散热，避免出现散热不均匀，对电气设备进行损坏。同时解决了电气设备暴露于敞开式环境中出现的瓷瓶断裂、操作失灵、导电回路过热、出现风吹雨淋造成设备腐蚀等情况。同时与GlS设备相比较，减少了封闭式母线，降低了费用，降低了造价成本。35kV和IOkV配电装置采用安置在户内的模式，既节约了场地面积，同时电气设备免受恶略环境的影响，延长电气设备使用寿命。HOkV采用户外HGIS布置与户外AIS布置方式；35kV采用户内移开式开关柜单列布置；IokV采用户内移开式开关柜双列布置。经过分析比较该种布置方式能够更大程度上节省占地面积，同时也会给园区变电站新建2条同塔双回线路至220kV稻香变电站，220k稻香变电站侧本期每回线路配置1套线路距离零序保护装置，包含完整的三段相间和接地距离及四段零序方向保护，并具有三相一次重合闸功能。保证在园区变电站出现故障时，能够第一时间断开线路，降低变电站线路故障风险，避免对相连变电站以及相关线路造成大面积停电事故。IIOkV园区变电站侧为负荷侧，本期均不配置保护装置。线路保护采用保护测控集成装置，直接采样、直接跳闸。园区变电站继电保护装置及自动装置全部采用数字式微机产品，并具有遥控、遥测、遥信、遥调等远方管理功能。通信采用1套地网STM-4光传输设备作为主要通信手段。采用智能一体化监控系统，实现全站信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，实现全站信息数字化、通讯平台网络化、信息共享标准化。主变保护采用主后合一双套配置的微机保护。继电保护装置集中布置在III型预制舱。2.短路电流整定2.1 主变压器一期工程主变压器选择容量比为50/50/50MVA,型号为SSZlO-50000/100的三相三绕组有载调压自冷变压器，三相电压等级的电压比为110±8xl.25%38.5±2x2.5%10.5kV,采用YN,yn,dll的接线方式，三侧的阻抗电压为Uk1-2%=10.5%,Ukl-3%=17.5%,Uk2-3%=6.5%o2.2 短路电流计算通过计算园区变电站在2021年建成初期投入运行的有关电压母线的短路电流和归算阻抗，以及在五年后的2026年运行过程中的有关电压母线的短路电流和归算阻抗：在变电站实际运行过程中，会出现在线短路电流分析，是根据实时电网运行工况和网络拓扑结构的相关信息，计算各个电压等级母线发生三相短路或者出现单相短路后，流过故障点的短路电流，然后与各侧相近断路器的遮断容量进行比较，校核高压电气设备的遮断容量能否满足不同运行方式下的要求，并已为根据，研究制定相关限制短路电流水平的措施。短路电流通过灵敏度进行分析比较，制定出限流的辅助决策，计算出再出现较多个超标点灵敏水平的时候，此策略是否能够应对，并且按照各自灵敏度对限流策略进行相应排序，并且对策略的短路电流进行校核，现在主要运用比较广泛的是节点阻抗矩阵方式。并且这种方法已经作为了在线计算短路电流的一种效果较为明显的辅助决策。产业集聚区IlOkV及以上电网采用本报告规划方案。电网运行方式采用大负荷，系统大开机的方式运行，220kV及以上电网故障类型为三相、单相短路，UOkV及以下电网故障类型通常为三相短路故障类型，通过检验产业集聚区供电区UOkV母线短路电流时，选择可能导致该变电站IIOkV母线短路电流最大的IIOkV电网局部合环方式，计算相关电压等级的短路电流，以此来判断出相关的短路电流的计算数值。在后期变电站设备选型以及继电保护和自动装置的设备参数，能够由此参考。选择出合适的高压电气设备型号。X*=1(X3*+X4*+X5*)乙2二；(0.04+0.36+0.323)=0.0351标幺值：w*=-=5=21.15WXy*0.0351有效值：=/"*4='w*急=2115x=908(2-1)(2-2)(2-3)不计衰减的周期分量的最大有效值:*=Jl+2("I)?×Ztr=Jl+2(1.8-1)2×9.08=12.89心(2-4)冲击电流：ish=拒Kc/,=拒X1.8X9.08=21.61½(2-5)表0-1短路电流计算结果一览表母线名称投运年（2021年）远景年（2026年）三相短路单相短路三相短路单相短路短路容量短路电流短路容量短路电流短路容量短路电流短路容量短路电流IlOkV18169.0817618.818169.0819229.635kV3775.926249.81IOkV24613.5843423.92.3 无功补偿及调压计算电网中无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则制定相应的调压措施配置整定原则。电力系统的电压和频率一样需要调整，如果电压出现偏差过大，就会造成工业生产产品的质量不高，会出现因为电压过低，机器难以启动，电压过高，损坏设备，甚至会引起系统性的电压崩溃，造成大面积停电。影响电力系统电压的主要原因有：因为生产生活或者天气的影响造成负荷大幅度变化，造成未及时调整电压，无功补偿容量变化，系统运行方式出现变化引起功率分布和网络阻抗的变化，电网发电能力不足，缺少无功功率，受冲击性负荷或不平衡负荷影响。无功补偿按电力系统无功补偿配置技术原则进行整定配置,补偿容量原则上不低于主变容量的15%,配置容量及组数在无功偿及调压计算中校核。逆调压方式当中舒点，供电至各负荷点的线路较长，且各点负荷的变动较大，变化规律也大致相同时在大负荷时采用提高中枢点电压以抵偿线路上音最大负荷时增大的电压损耗。而在小负荷时，则将中枢点电压降低为防止，因负荷减小而使负荷点的电压过高，这种中枢点的调压方式称为逆调压方式一般采用逆调压方式时高峰负荷时可揩中枢点电压升线路额定电压的1.05倍。低谷负荷时揩其下降为线路额定电压。在最大负荷时允许中枢点电压略低一点，但不得低于线路，额定电压的1.25倍。最小负荷时允许中枢点电压略高一些但不得高于额定电压的1.075倍，一般当负荷变动较小，线路电压损耗小，或用户处于允许电压偏移较大的农业电网时才可采取顺调压方式，另外，当无功调整手段不足不得已情况下也可采用这种方式但一般应避免采用。当负荷变动较小，线路上的电压损耗也较小，只要把中枢点的电压保持在较线路，额定电压高1.02-1.05倍左右时。既不必随负荷变化来调整中枢点的电压则可保证负荷点的电压质量。D调压计算条件：a）计算水平年：分别选取HOkV园区变电站工程投运年2021年及2026年为计算水平年。按照分层分区的原则，园区变电站所带负荷功率因数按0.95计算。b）根据IIOkV园区变电站远景规划，投运年（2021年）园区变电站1台主变运行，最大负荷32MW,小负荷18MW;远期夏季大负荷园区变电站两台主变，负荷按80MW计算。2.4 #1主变短路电压百分数为Ul-2=10.5%Ul-3=17.5%,U2-3=6.5%,额定电压初选为110±8×1.25%38.5±2×2.5%10.5kVo2）运行方式选取2021年和2026年作为水平年进行调压计算。按照以下两种典型方式计算：方式一：夏季低电压一变电站大负荷方式二：冬季高电压一变电站小负荷3）初值选择a）主变额定电压设定根据园区变电站工程可行性研究报告，园区变电站规划主变（3×50）MVA,本期新建主变一台1X50MVA,电压比为110±8×1.25%38.5±2×2.5%10.5kVob）无功补偿容量根据无功补偿配置技术原则进行配置,补偿容量原则上不低于主变容量的15%;当无功补偿装置所接入母线有直配负荷，容性无功补偿容量配置可按上限配置。初步考虑本期园区变电站主变加装(3.6+4.8)MVar电容器，变电站实际补偿率为16.8%o以下揩根据上述初步选择的主变型号和补偿电容器容量，进行各种方式下的校核计算，从而确定合适的设备参数。根据上述条件进行了2021年和2026年不同方式的计算校核，计算结果见表2-2o表0-2园区主变调压及无功补偿计算结果表单位：kV、MW、Mvar运行方式负荷主变压器抽头位置接入无JO(Mvar)各侧电压(kV)投电容器电压波动(%)高压侧P+jQ压功因牧高侧率娄高压侧中压测低压侧PQ2021年大负荷32MW110/38.5/10.50113.5736.3810.283218.30.911110/38.5/10.51x3.6113.9636.5210.411.26%3216.40.922110/38.5/10.53.6+4.8114.2336.8810.561.44%3216.70.9572021年小负荷20MW110/38.5/10.50114.3737.2810.661810.30.9312026年大负荷80MW110/38.5/10.50113.5736.3810.288035.40.914110/38.5/10.53.6113.9636.5210.411.26%8032.30.927110/38.5/10.53.6+4.8114.2336.8810.561.44%8027.50.945110/38.5/10.53.6+4.8÷3.6+4.8114.8037.3410.831.31%8023.80.9582026年小负荷40MW110+1X1.25%38.510.53.6+3.6÷4.8+4.8114.7937.1510.671.48%8022.30.963110/38.5/10.50114.3737.2810.664012.690.936从表中可以看出:(1) 2021年园区变电站大负荷时，投入(3.6+4.8)MVar电容器可满足主变高压侧功率因数不低于0.95的要求。小负荷时，电容器组退出运行即可以满足冬季小负荷时功率因数在0.92-0.95之间的要求。(2)远期园区变电站大负荷时，每台主变低压侧需投入2x(3.6+4.8)MVar电容器可满足主变高压侧功率因数不低于0.95的要求。小负荷时，电容器组退出运行即可以满足冬季小负荷时功率因数在0920.95之间的要求。(3)计算结果分析D由计算结果可知，IlOkV园区变电站电站新增主变按(3.6+4.8)MVar并联电容器组进行配置，补偿度为16.8%,可以满足近期以及远期无功调压的需要。2)园区变电站电站装设无功补偿装置主要是为了满足对功率因数的要求及无功分层平衡、降低网损的目的，兼有调压功能。每投退一组电容器所产生的电压调节效果为：每投退一组电容器相当于调节约0.7档左右，对主变电压调节有较好的补偿作用。3)主变压器电压档位调节的选择：UO±8X1.25%38.5±2×2.5%10.5kV的变压比，可满足运行需求。在各水平年典型运行方式下，通过调节主变分接开关和投退电容器组，园区110千伏变电站主变两侧电压均满足要求。2.4中性点接地方式选择(I)UOkV中性点考虑到降低绝缘费用和系统内部过电压，HOkV采用中性点直接接地方式。(2) 35kV中性点由于该站35kV出线设计为电缆出线，在站外电线杆架空出线。送出电缆线径均按30Omm考虑，每回出站电缆长度平均按0.1km,电容电流很小，可忽略，每回架空出线半径按IOkm,根据公式计算：每千米架空出线电容电流：Ic1=2.7×35X1X10-3=0.099(Akm)IC=10×3×IC1=10×3×0.099=2.97（八）IC总=IC+1C附加=1.98X(1+16%)=3.45<5A(2-6)故该站35kV侧不需装设消弧线圈，采用不接地方式。(3) IokV中性点园区变电站IokV采用电缆出站，在站外电线杆架空出线。送出电缆线径均按400mm考虑，每回出站电缆长度平均按0.3km,架空出线半径按15km,本期2号主变IOkV出线8回，具体计算如下：每千米电缆出线电容电流：IC1=(95+1.44S)Ue(2200÷0.23S)=(95+1.44×400)×10/(2200+0.23X400)=2.92(Akm)(2-7)每千米架空出线电容电流：IC2=2.7×IOx1×10-3=0.027(Akm)(2-8)淮阳园区变电站IOkV电网最大接地电容电流：IC=(O.3×8×IC1+15×8×IC2)×1.16=10.248×1.16=11.89（八）>10A(2-9)故该站IOkV侧需装设消弧线圈。根据现行规程，结合接地电容电流估算结果，选定各电压等级中性点接地方式如表2-3所不。表0-3各级电压中性点接地方式一览表接地方式接地电容电流估算值中性点接地方式IlOkV中性点直接接地，采用避雷器加保护间隙保护35kV中性点3.45A本期不经消弧线圈接地IOkV中性点11.89A本期经消弧线圈接地各级电压中性点采用不同的接线方式，能够最大程度上保证的园区变电站的安全可靠运行，但需要注意的是中性点不接地或者经过消弧线圈接地，本次园区变电站设计过程中IOkV采用的就是这种中性点接地方式，当发生接地事故时，需要尽快查找出接地点，并且在最短时间内将故障点消除。中性点非直接接地的电路系统，由于操作过程中的事故可能会出现谐振过电压应该按照以下具体方法进行处理,投入或者切除母线上任意一条线路，立即恢复操作前运行方式，投入备用的消弧线圈。3 .电气设备3要求本站HOkV设备短路电流水平按40kA选择，35kV设备短路电流水平按31.5kA选择，1OkV设备短路电流水平按40kA31.5kA选择。3.2 UOkV设备型号参数按照短路电流水平，11OkV设备额定开断电流为40kA,动稳定峰值电流为100kA。HOkV主理线穿越功率按系统要求考虑，根据通用设备标准参数选择IlokV母线、分段、进出线回路额定工作电流4000A。通过计算断路器在电网运行过程中可能出现持续工作电流最大值，选择出较为合适的设备型号。表3-1IlOkV设备型号参数名称设备编号技术参数SF6断路器1QF-A-3150/40IlOkVSF6瓷柱式断路器，3150A,40kA隔离开关1QS-2D-2000/40IIOkV三相隔离开关，2000A,40kATA1TA-0-5-40IlokV油浸电磁CT,2×6005,0.5,5P,5,50,TVICVCT电容式电压互感器，ACllOkV,油浸，0.02F,4,0.5组合电1HGIS-2000/40IlOkVHGIS组合电器,4OkA动稳定校验：UN=TlOKVUSN=11Orv,4=3.15XAZmax=1.OOlAAINhr=3.5KAIw=9.08C4w=40C47v=21.61/C4(3-1)ies=40KAIsh=2.6KA热稳定校验：ta=0.15s,"-004SJA=0.04+0.15s=0.19SQK=IX=9.082×0.19=l5.67(KA)2.st7=31.52×4=3969(C4)2SNQK通过对电气设备的动稳定和热稳定校验，发现设备参数都能满足要求，所以电气设备选择型号正确。3.3 35kV设备型号参数按照短路电流水平,35kV设备额定开断电流为31.5kA,动稳定峰值电流为80kAo表3-235kV设备型号参数名称设备编号技术参数迸线开关柜BKG-1250/31.5-A小车式高压开关柜，AC35kV,1250A,31.5kA,真空馈线开关柜BKG-1250/31.5-A小车式高压开关柜,AC35kVt1250A,31.5kA,真空动稳定校验：(3-3)UN=35KVUsn=KVJn=35KAZmax=1.53KAq=35KAI=5.93G4,v,=80G4I.=15.069G44r/HJt1.IfrZe5=80C47v=15.069G4热稳定校验：ta=0.15s,th=0.04s,=0.04+0.15s=0.19s(3-4)Q=Iil2tk=5.922×0.19=6.659(C4)2s/,2r=31.52×4=3969()2stQ通过对35kV电压等级的电气设备的动稳定和热稳定校验，发现设备参数都能满足要求，所以电气设备选择型号正确。3.4 IOkV设备型号参数按照短路电流水平，IOkV设备主变进线柜及分段隔离柜额定开断电流为40kA,动稳定峰值电流为100kA,出线柜及母线设备柜额定开断电流为31.5kA,动稳定峰值电流为80kAo表3-3IOkV设备型号参数名称设备编号技术参数进线开关柜AKG-4000/40-A小车式高压开关柜,AC1OkV,4000A,40kA,真空馈线开关柜AKG-1250/31.5-A小车式高压开关柜,AC1OkV,1250A,31.5kA,真空电容器开关柜AKG-1250/31.5-A小车式高压开关柜,AC1OkV,1250A,31.5kA,真空动稳定校验：UN=IOKVUSN=IOKVjN=4必/max=2632必INbr=40C4w=l3.58必,/AW=1OOKAIsh=34.57必(3-5)心=I(X)必g=34.57必热稳定校验:ta=0.15s,J=0.045,tk=0.04+0.15S=O.19S=h=13.582×0.19=35.04(KA)2s17=31.52×4=3969(C4)2s"-6)2Qk通过对IOkV电压等级的电气设备的动稳定和热稳定校验，发现设备参数都能满足要求，所以电气设备选择型号正确。3.5 IOkV并联电容器成套装置IOkV并联电容器装置选用户外框架式成套装置，容量(3600÷4800)kvar并联电容器。电容器成套装置包括电容器组、干式电抗器、放电线圈、氧化锌避雷器、隔离开关等设备均由设备厂家成套供货。干式电抗器电抗率5%o表3-4IOkV设备型号参数名称项目参数IOkV户外框架式并联电容器成套装置电容器装置参数IOkV框架式并联电容器成套装置,3600/200,户外IOkV框架式并联电容器成套装置,4800/200,户外AC-K4,AC-K5装置型号TBB10-3600/200-ACWTBB10-4800/200-ACW额定相电压ll/x/3电气接线型式单星形每相串并联数6并；8并继电保护方式不平衡电压保护；相电压差动保护单台电容器内熔断器保护串联电抗器电抗率5%,工频/雷电绝缘水平1745kV放电线圈二次绕组额定容量50VA,二次绕组准确级0.5避雷器YHWR5-1745kV3.6 导体选择各电压等级的导体，在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进行选择，母线允许载流量按发热条件校验，主变压器按经济电流密度选择。母联回路按最大元件工作电流考虑。IIOkV采用户外软母线，35kV采用全绝缘铜管母线，IOkV采用全绝缘铜管母线。母线按照结构形式主要有硬母线和软母线，以及金属封闭母线，各自有各目的优缺点，硬母线主要是用铜或者铝材制作而成，主要有矩形、管型、槽型和菱形等多种形式的，中间采用绝缘子进行敷设连接。软母线主要有钢芯铝绞线、铜导线、铝导线，通常采用架空线路的敷设方式，当运行电流过高，则采用阔径软导线或者是分裂软母线作为母线，软母线通常情况下多用在IlO千伏和220千伏电压等级下的屋内配电装置，以及在35千伏电压等级下的屋外配电装置。金属封闭母线在智能变电站等新建变电站中运用较高，指用金属外壳将导体连同绝缘等进行封闭组合，按照封闭形式可以分为离相封闭母线和共箱封闭母线两种形式，但是造价成本较高，多运用到对母线电流要求较为严格的变电站之中。远期IIOkV母线通流量为150MVA,35kV母线通流量为50MVA。母联回路按主母线工作电流的70%校验。35kV母线最大穿越功率按1.3倍主变压器容量计算。IOkV坦线按母线负荷计算。35kV电压等级的母线在运行过程中允许发热的最大电流值为:_1.()5EV_1.05x60一拒UNCOSe3×35×0.85=1.223kA(3-7)j=1.73,按经济电流密度选择：/1223Sa二'±±=706.9加管2Jj1.73(3-8)选择TMY-80X8导体。80C时的载流量Imin=1553A>1223A热稳定校验：C=83计算出短时发热的最小截面：Smax=-J*Kf=151.075×106×1.02=149.89wh2axCvf83(3-9)动稳定校验：取1.=I.2母线之间应力计算结果为:4=173×10"7×=1.73×107×(125*1。,=18.94N/加a3(3-10)卬=2.6x106于PhXE=18.94X1.2?IOw10×2.6×10-6=1.05×106P<70×106P6/IloEUW_JloX70x106x2.6x)0-618.94=9.8m>1.2n(3-11)(3-12)通过对35kV所选择的母线进行选择，发现在动稳定和热稳定校验过程中，都能很好的满足要求，综合所述，选择的母线型号正确。最终通过对各个电压等级下的母线、主进、分段和母线设备的母线进行分析计算，选择出合适的母线类型，最终能够满足园区变点站的设备正常运行，达到变电站在最大负荷，长时间符合运转，变电站母线能够承受的发热电流，以此来满足变电扎的可持续运行。同时在选择合适母线的时候，也要考虑到变电站母线的经济型。表0-5各电压等级导体选择结果表电压等级名称工作电流（八）选用导体导体选择控制条件型号载流量（八）110母线715J1./G1A630/45927(+4Oe)允许截流量分段715J1./GIA-630/45927(+40C)允许截流量主进238J1./G1A300/25754经济电流密度母线设备J1./GIA-300/25754电晕、热稳定校验35主进1072全绝缘铜管母线2500A经济电流密度母线907TMY-80×81553允许载流量1()主进3752全绝缘铜管母线4000A经济电流密度母线37522×(TMY-125×10)3091(+40C)允许截流量对于不同类型的母线，在运行过程中会出现不同情况的异常情况，软母线主要会出现导线弧垂增大，多股软母线散股、松股，出现电晕或者毛刺放电的情况；管型母线通常情况下会出现母线变形、母线断裂、母线表明毛刺放电；GlS田线主要会出现母线桶内有严重的放电声，母线桶变形或者破裂，出现这种情况，需要立即进行停电处理。母线产生剧烈震动，母线桶局部发热。母线事故处理不当，可能会扩大事故范围造成更大的损失，因而正确的判断事故性质及时隔离故障设备尽快恢复正常设备的供电就显得尤为重要，母线故障处理原则如下，当母线出现故障时，母线上连接原件全部跳闸，应全面考虑跳闸后其他原件潮流电压的变化。同时母差保护动作造成田线跳闸，明确所有相连开关均已断开，迅速令现场人员检查一次设备。母线跳闸试送前应明确母线上所有开关状态，同时需要明确跳闸线路对侧开关状态。调查母线具备送电条件，可以选择以下方法对母线进行试送，田线无明显故障点可以选择机组代母线零起升压，可以选择用对侧开关代线路，加母线送电。可以用田联开关投充电保护后给母线充电。母线有明显故障点，不影响送电或故障点已经隔离，可以直接选择与母线连接的开关给母线送电。4 .电气设备绝缘水平4.2 IIOkV电气设备绝缘水平4.2.1 基本要求HOkV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击IOkA残压为基准，配合系数取1.4。4.2.2 IlOkV电气设备绝缘水平表4-1UOkV电气设备绝缘水平、产验电压设备名术设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV,峰值）Imln工频耐压（kV,有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480450550220185其它电器550550*550230230断路器断口间550550230230隔离开关断口间630265265*仅电流互感器承受截波耐压试验4.3 35kV电气设备绝缘水平35kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合,以雷电冲击5kA残压为基准，配合系数取1.4o表4-235kV电气设备绝缘水平验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV,峰值）ImIn工频耐压（kV,有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器中性点（35kV侧）2502502509595主变35kV侧2001855555其他设备1859595隔离开关断口间2151184.4 IOkV电气设备的绝缘配合IokV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击残压为基准，配合系数为1.4oIOkV电气设备的绝缘水平见表4-3o表4-3IOkV电气设备绝缘水平验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV,峰值）Imm工频耐压（kV,有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器低压侧和电抗器7575853535其他设备75754242断路器断口间75754242隔离开关断口间85495 .站用变压器选择5.2 变电站站用变压器选择根据站用电负荷计算，站用电容量选择为100kVA,任何一台站用变均可承担全站负荷。表5-1用电负荷计算表序号名称额定容量(kW)负荷类型1通信4经常、连续2供水泵5.5经常、连续3IlOkV操作机构4断续、短时435kV操作机构1断续、短时5IOkV操作机构1断续、短时6高频开关电源8经常、连续7保护电源1.5经常、连续8监控电源2经常、连续9主控室空调4经常、连续10高压室空调4经常、连续11配电室通风2.5经常、连续12配电室动力20不经常，连续小计动力负荷PI57.51IiOkv加热负荷2短时、连续235kV加热负荷2短时、连续3IokV加热负荷3短时、连续小计加热负荷P271屋外配电装置照明6短时、连续2屋内配电装置照明9短时、连续3主控室照明5短时、连续小计照明负荷P320站用变压器容量计算容量为:S=0.85Pl+P2+P3=0.85x57.5+7+20=75.875(kVA)因此，站用变压器的容量可选100kVA。(5-1)6.防雷接地6.1防雷直击雷保护为防止雷电对电气设备的直接袭击，在IlOkV出线架构设置2支30米高架构避雷针，综合配电室附近设置3支30米高的避雷针，与屋面避雷带一起进行联合保护。变电站所有配电装置均在避雷针及避雷带的保护范围之内。防雷电浸入波避雷器的装设组数及配置地点取决于雷电浸入波在各个电气设备产生的过电压水平。本变电站在IIOkV进、出线上装设避雷器，IIOkV母线不装设避雷器；35kV及IOkV主变进线及每段母线上均装设避雷器；IIOkV中性点装设避雷器。6.2接地接地体选择及校验全站拟采用水平敷设的接地极为主，以垂直敷设的接地极为辅的混合接地网，接地极及设备接地引下线的截面选择综合考虑热稳定及防腐的要求。根据GBfT50065附录E表E.0.2-1,“三相同体设备取单相接地故障电流”，因此取系统最大IIokV单相接地短路电流为计算电流，最大短路电流Ig=9.6kA,短路等效持续时间取0.65秒，计算本地接地引线最小截面为：(6-1)5尸！X5二X0.65=110.5Wn2(钢材质)接地极的最小截面取接地引线截面的75%,为：Sfl75×5i=32.93mm：(钢材质)(6-2)考虑防腐的因素，接地体寿命取40年。瞎用热镀锌工艺的接地体，其年腐蚀率取0.065mm/年，40年2.6mm。本站接地材料选择如下：设备接地引下线：60乂6热镀锌扁钢(截面36()111012)水平接地极：60x6热镀锌扁钢(截面360mm2)垂直接地极：50x5热镀锌角钢接触电势及跨步电势校验根据岩土工程勘察报告，本站平均土壤电阻率计算值取30.7Cm,接触电势和跨步电势校验结果：表6-1接触电势和跨步电势计算表(处理前)接地网面积(mm2)接地电阻(C)接地电位(V)最大接触电势(V)允许接触电势(V)最大跨步电势(V)允许跨步电势(V)37500.23110