电力系统部分与电气一次部分,电力论文.docx

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1、电力系统部分与电气一次部分,电力论文本篇论文目录导航：【题目】【第一章】【第二章】【第三章】【第四章】【5.1 5.2】 电力系统部分与电气一次部分【5.3.1 5.3.2】【5.3.3 5.3.4】【5.3.5 - 5.3.7】【第六章】【以下为参考文献】 第 5 章 莲西 110kV 智能变电站设计施行方案 基于对以上智能变电站关键技术的研究和选择，本课题研究对象莲西 110kV智能变电站设计施行方案如下： 5.1 电力系统部分 5.1.1 短路电流水平 为了合理选择莲西变电站主变的阻抗电压选择参数，进行了短路电流计算，计算结果表： 5.1.2 系统继电保卫及安全自动装置 5.1.2.1

2、110kV 线路保卫配置方案 根据技术发展特点，以及(国家电网公司输变电工程通用设计 110kV66750kV 智能变电站部分24.1.1.1 规定 110kV 线路保卫 采用保卫测控一体化装置 要求，本站 110kV 线路采用保卫测控一体化装置。每回 110kV 线路均配置 1套光纤差动保卫，要求该保卫装置具有光纤纵差保卫、三段相间和接地距离保卫、四段零序方向过流保卫，三相一次重合闸功能。保卫通道采用光缆中的专用纤芯通道。 5.1.2.2 110kV 母线保卫 根据运行习惯，本站不配置 110kV 母线保卫。母线故障由对侧 110kV 线路后备保卫切除。 5.1.2.3 110kV 分段保卫

3、 110kV 分段开关配置 1 套具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保卫及充电保卫。110kV 分段采用保卫测控一体化装置，保卫采用直采、直跳方式，相应智能组件单套配置。 5.1.2.4 故障录波及网络分析系统 全站配置 1 套故障录波及网络记录分析一体化装置，组 1 面柜。 网络记录、分析单元对 GOOSE、SV 网络报文、站控层 MMS 报文全经过接受、存储、分析，对网络故障进行查找，网络状态进行诊断和评估。暂态录波单元对经过层报文进行计算，到达录波整定值后，进行暂态波形的存储及分析；网络分析主机应具有人机交付、定值设置、分析功能。故障录波及网络记录、分析装置应将分析结果以特定报文形式上传至主

4、机兼操作员工作站。 故障录波记录单元要求数字式沟通量为 96 路，数字式开关量不少于 256路。 故障录波及网络记录分析应能连续在线记录存储网络上的原始报文，SV 至少能够连续记录 24h;GOOSE、MMS 至少能够连续记录 14 天。配置 19 英寸上架式液晶显示器和键盘、鼠标器等附件。采用安全的嵌入式操作系统。分析主机应采用装置化的构造，并配备足够数量的串口、以太网口，以太网口之间互相独立。 5.1.2.5 备用电源自动投切装置 莲西变配置 110kV 备用电源自投装置 1 套。备用电源自投装置应能自动适应各种运行方式，运行方式可由运行部门灵敏选择。本期两台主变分列运行，华而不实 1 回

5、线故障，自动投 110kV 分段开关；远期 2 回至赤田变的线路为一主一备运行方式，华而不实一回线运行时，运行的 110kV 线路故障，自动投备用线路开关。除此之外，备用电源自投装置应保证只自投 1 次；并具有主变故障及人工切除工作电源闭锁备自投功能。 110kV 备用电源自投装置电气量、开关量采集采用网络方式传输；跳闸及合闸指令也通过网络方式传输。 5.1.3 系统通信及站内通信 1变电站设置分层分布式智能变电站系统。 2通信方式采用两种：一种是采用光缆通信，另一种采用市话作为辅助通信。 3不设置独立的通信电源，采用 DC/DC 模块供电。 5.2 电气一次部分 5.2.1 电气主接线 11

6、0kV 采用单母分段接线方式。10kV 采用单母四分段接线方式。 主变高压侧中性点经隔离开关或放电间隙接地。10kV 侧电缆出线规模每段12 回，经计算，每段电容电流约为 55A.因而低压侧经消弧线圈接地。本工程采用户内干式接地变及消弧线圈成套装置接地变兼作站用变，一次容量700kVA,二次容量 100kVA. 5.2.2 主要电气设备选择 根据江西省污秽区分布现在状况，该站所处位置为 C 级污秽区，拟对该站户外设备为 D 级污秽区考虑，设备泄漏比距不少于 2.5cm/kV. 本工程电气设备均从国网公司通用设备目录中选取。 1主变压器： 主变选用低损耗三相双绕组自冷式有载调压油浸式变压器：SZ

7、11-50000 电压比：110 8 1.25%/10.5kV 阻抗电压：Ud=17% 接线组别：YN,d11 2110kV 电气设备 采用户内六氟化硫封闭式组合电器GIS，常规互感器+合并单元 310kV 电气设备 4导体选择： 5.2.3 绝缘配合及过电压保卫和接地 电气设备的绝缘配合参照国家标准 GB11032-2000(沟通无间隙金属氧化物避雷器和行业标准 DL/T620-1997(沟通电气装置的过电压保卫和绝缘配合的原则进行选择。 5.2.3.1 电气设备的绝缘配合 1避雷器的配置 为防止线路侵入的雷电波过电压， 每条 110kV 电缆出线、每段 110kV 母线、每条 10kV 主

8、变进线、每段 10kV 母线、主变压器 110kV 侧中性点均安装氧化锌避雷器。 避雷器的主要参数参见下表。 2电气设备绝缘配合 a、110kV 电气设备绝缘配合 110kV 设备的绝缘水平由雷电冲击耐压确定，以避雷器雷电冲击 10kA 残压为基准，配合系数取不小于 1.4, 110kV 电气设备的绝缘水平及保卫水平配合系数参见下表。 b、10kV 电气设备和主变中性点的绝缘配合。10kV 电气设备和主变中性点的绝缘水平按 DL/T 620-1997(沟通配电装置的过电压和绝缘配合选取。10kV电气设备和主变中性点的绝缘水平参见下表。 5.2.3.2 直击雷保卫 该站为全户内变电站，在建筑物顶

9、上铺设避雷带进行全站直击雷保卫。 5.2.3.3 接地 根据(关于印发协调统一基建类和生产类标准差异条款变电部分的通知关于接地材料选择的协调方案阐述如下： 对于户内型城市变电站及地下变电站等接地网腐蚀难以修复的场所宜采用铜质材料接地网 .莲西变为户内型城市变电站，该站的主接地网根据(国家电网公司依托工程基建新技术推广应用施行目录2020 年版第一批采用铜覆钢接地材料；莲西变电站以水平接地网为主户外主接地网拟采用？14.7 铜覆圆钢，垂直接地体为辅构成复合接地网。避雷带引下处设置集中接地装置，与主地网连接。 所有电气设备、设备基础预埋件、10kV 穿墙套管、端子箱等设备均以最短距离接入变电站主接

10、地网，重要电气设备均两点接地。 在主控室、二次电缆沟道等处使用 30 4mm2 的裸铜排敷设等电位接地网。 静态保卫和控制装置屏柜上的接地端子用截面不小于 4mm2 的多股铜线和接地铜排相连。智能柜及10kV开关柜保卫小室内设置截面不小于100mm2的裸铜排，并使用截面不小于 100mm2 的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。 5.2.4 电气布置 1电气总平面布置 莲西 110kV 变电站位于南昌县莲西片区，莲塘一中对面。当前莲西片区大部分地区均已开发完毕，土地资源特别难得珍贵，在变电站占地面积、出线走廊通道等方面均受南昌县城区规划限制。根据规划要求，新建变电站均按全户内型考虑，新增各级电

11、压等级电力线路均按入地电缆进行通道设计，故该站考虑建成全户内变电站。110kV 配电装置采用 GIS 组合电器，主变户内布置，10kV 配电装置采用户内开关柜双列布置。 参照国网 2018 版典设 A2-2 方案，莲西变电气总平面布置如下：主变调整为户内布置，一层为半地下电缆夹层，二层布置电容器室及 10kV 开关室，三层为主控室、GIS 室及消弧线圈室。 2 所区总平面布置 a、主要技术经济指标见下表 b、全站总平面布置： 本站为 110kV 全户内方案，围墙内平面形式为矩形，长 58.8m,宽 38m.结合线路出线方向，总平面布置时将综合楼布置西-东朝向，整个变电站综合楼呈 一 字型布置。本工程方案平行东面道路布置。进站公路由规划路引接，新修进站道路约 25 米。变电站设有 4.0 米宽的消防环形通道。站内外道路均为公路型砼路面，路面宽 4 米，转弯半径 9.0 米。