220kv樞紐變電站電氣設計需要無功補償及補償裝置的選擇

Ⅰ 無功補償及補償裝置的選擇

第一講：基礎知識
一、為什麼要進行無功補償？
交流電力系統需要電源供給兩部分能量，一部分用於作功而被消耗掉，這部分能量將轉換成機械能、光能、熱能和化學能，我們稱之為「有功功率」。另一部分能量是用來建立磁場，用於交換能量使用的，對於外部電路它並沒有作功，有電能轉換為磁能，再有磁能轉換為電能，周而復始，並沒有消耗，這部分能量我們稱之為「無功功率」。無功是相對於有功而言的，不能說無功是無用之功，沒有這部分功率，就不能建立感應磁場，電動機、變壓器等設備就不能運轉。在電力系統中，除了負荷無功功率外，變壓器和線路上的電抗上也需要大量的無功功率。
在電網中安裝並聯電容器、同步調相機等容性設備以後，可以供給感性電抗消耗的部分無功功率小電網電源向感性負荷提供無功功率。也即減少無功功率在電網中的流動，因此可以降低輸電線路因輸送無功功率造成的電能損耗，改善電網的運行條件。這種做法稱為「無功補償」。
無功功率的定義
國際電工委員會給出的無功功率的定義為：電壓與無功電流的成積。
QC=U×IC
其物理意義為：電路中電感元件與電容元件活動所需的功率交換稱為無功功率。
（插入講解電感元件及電容元件）
電磁（電感）元件建立磁場佔用的電能,電容元件建立電場所佔的電能.電流在電感元件中作功時,電壓超前於電流90℃.而電流在電容元件中作功時,電流超前電壓90℃.在同一電路中,電感電流與電容電流方向相反,互差180℃.如果在電磁元件電路中有比例地安裝電容元件,使兩者的電流相互抵消,使電流的矢量與電壓矢量之間的夾角縮小,從而提高電能作功的能力,這就是無功補償的原理。
（電容元件、電感元件均為動態元件，電容元件的電流是電壓與時間的導數關系，
，電感元件的電壓是電流與時間的導數關系， ）
矢量圖：

我們將每一瞬間電感上的電壓與電感電流IL相乘得到電感的功率曲線PL(圖a)，同樣的，將電容上的電壓與電容電流IC相乘得到電容的功率曲線PC(圖b)。

如圖(a)所示，功率在第二個和第四個1/4周期內電感在吸收功率，並把所吸收的能量轉化為磁場能量；而在第一和第三個1/4周期內電感就放出功率，儲存在磁場中的能量將全部放出。這時電感好象一個電源，把能量送回電網。磁場能量和外部能量的轉化反復進行，電感的平均功率為零，所以電感是不消耗功率的。
如圖(b)所示，在電容中，在第一個1/4周期內，電容在吸收功率進行充電，把能量儲存在電場中。在第二個1/4周期內電容則放出功率，原來儲存在電場中的能量將全部送回給外部電路。第三和第四個1/4周期內各重復一次。
電容的充電和放電過程，實際上就是外部電路的能量和電容的電場能量之間的交換過程。在一個周期內，其平均功率為零，所以電容也是不消耗功率的。
我們注意到：在第一個1/4周期中，當電壓通過零點逐漸上升時，電容開始充電吸收功率，電感則將儲存的能量放回電路。而當第二個1/4周期，電感吸收功率時，電容放出功率。第三和第四個1/4周期又重復這樣的充放電循環過程。
因此，電容和電感並聯接在同一電路時，當電感吸收能量時，正好電容釋放能量；電感放出能量時，電容正好吸收能量。能量就在它們中間互相交換。即電感性負荷所需的無功功率，可以由電容器的無功輸出得到補償，因此我們把具有電容性的裝置稱為「無功補償裝置」。
二、功率因數
1、功率因數的定義：功率因數等於網路的電壓比電流超前的相位差的餘弦。
2、提高功率因數的意義：
（1）改善設備的利用率
因為功率因數還可以表示成如下形式：
COSφ= ＝
其中U―――線電壓，kV
I―――線電流，A
可見，在一定的電壓和電流下，提高COSφ，其輸出的有功功率越大。發電機、變壓器等電力設備在設計時均有一定的電壓有效值U和電流有效值I，即設備需在一定的額定電壓及額定電流下運行。根據P= UIcosφ，若功率因數較低，則發電機發出的有功功率或變壓器通過的有功功率P較低，即設備容量得不到充分應用。
（2） 提高功率因數可以減少電壓損失
電力網電壓損失的公式可以求出：
△U＝△UR+j△UX
=
從以上公式可以看出，影響△U的因素有四個：線路的有功功率P、無功功率Q、電阻R和電抗X。如果採用容抗為XC的電容來補償，則電壓損失為：
△ U=
功率因數低，Q就大，△U就增大,受電端的電壓就要降低。在電壓低於允許值時，將嚴重影響電動機及其它用電設備的正常運行。特別是在用電高峰時，因為功率因數低，將出現大面積地區電壓降低，嚴重影響工農業生產的正常進行。

故採用補償電容提高功率因數後，電壓損失△U減少，改善了電壓質量。
（3） 提高功率因數可以減少線路損失
據有關資料，目前全國有近20GA的高耗能變壓器在運行，一些城網高耗能配變變壓器占配變變壓器總數的50％。許多城網無功功率不足，調節手段落後，造成電壓偏低，損耗增大。1995年全國線損率高達7.8％。通過多方面的努力，1997年全國線損率才達到8.2％。與一些發達國家相比，我國線損率約高出2～3個百分點。據統計，電力網中65％以上的電能損耗在10kV以下的配電網中損耗的，因此配電網中的減少線路損失非常重要。
當線路通過電流I時，其有功損耗為：
△P=3I2R×10－3（kW)
或 △P=3（ R×10－3=3 ( )×10－3（kW)
有以上公式可見，線路有功損失△P與cos2φ成反比，cosφ越高，△P越小。
（4） 提高電力網的傳輸能力
視在功率與有功功率成下述關系：
P=Scosφ
可見，在傳送一定功率P的條件下，cosφ越高，所需視在功率越小。
綜上所述，提高功率因數是必須的。但是功率因數的提高是整個網路的事，必須提高電網各個組成部分的功率因數，才能充分利用發電、變電設備的容量，減少網損，降低線路的電壓損耗，以達到節約電能和提高功率因數的目的。
（插入講解功率因數的目標及力率收費）
1、對功率因數的要求
除電網有特殊要求的用戶外，用戶在當地供電企業規定的電網高峰時負荷的功率因數應達到下列規定：
100KVA及以上高壓供電用戶的功率因數為0.9以上。
其它電力用戶和大、中型電力排灌站、泵購轉售電企業，功率因數為0.85以上。
農業用電，功率因數為0.80以上。
2、功率因數調整電費
我國執行得電價結構為兩價結構，但實際上是包括基本電費、電量電費和按功率因數調整電費三部分。發、供電部門，除了供給用戶得有功負荷之外，還要供給用戶以無功負荷。鑒於電力生產得特點，用戶功率因數得高低，對電力系統發、供、用電設備得充分利用，有著顯者得影響。為了合理地使國家地能量資源，充分發揮發、供電設備地生產能力，我國專門制定了《力率調整電費辦法》，按照功率因數調整電費。《力率調整電費辦法》適用於實行兩部電價制大工業用戶地生產用電。按功率因數調整電費地收取辦法是：
（1） 按照規定地電價計算出當月地基本電費和電量電費。
（2） 再按照功率因數調整電費表所訂地百分數增減計算。如下表1和2所示。
（3） 計算用戶功率因數採用加數平均值，即以用戶在一個月內所消耗的有功電量W和無功電量Q進行計算，即：
cosφ＝
如果用戶的平均功率因數在功率因數調整電費表所列數字之間，以四捨五入計算，如0.855為0.86，0.754為0.75。
表1 減免功率因數電費表
月平均功率
因數 0.85 0.86 0.87 0.88 0.89 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1.00
全部電費地減少（ ％） 0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.2 2.5 2.7 3.0
表2 增收功率因數電費表
平均功率因數 0.84 0.83 0.82 0.81 0.80 0.79 0.78 0.77 0.76 0.75 0.74 0.73 0.72
增收（ ％） 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5
平均功率因數 0.71 0.70 0.69 0.68 0.67 0.66 0.65 0.64 0.63 0.62 0.61 0.60
增收（ ％） 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10 11 12 13 14 15
備注 自0.59以下，每降低0.01，增收全部電費地2％
3、舉例說明改善cosφ能給用戶帶來經濟效益。
【例1】 某10kV煤礦企業電力用戶原來功率因數為cosφ1＝0.75，視在功率為3150kVA,年用電時間T＝3000h，收費按兩部電價，試確定：
（1） 該用戶得年支付電費。
（2） 欲使功率因數提高到0.95，需裝設得補償容量。
（3） 按許繼目前的電容器補償裝置，分情況做出方案，並計算出投資費用（投資按每年10％回收）。求安裝補償裝置後，企業所獲得的年效益。
解：
(1) 補償前用戶年支付電費：
1） 基本電費。按最大負荷收取，每kVA負荷收取值為180元/年，故：
FJ1=180×3150=567000(元)
2） 電量電費。每kW.h為0.209元，故
FD1=0.209×2362.5×3000=1481287.5 (元)
3） 用戶的總支付電費為：
FZ2=567000+1481287.5=2048287(元)
4)當功率因數為0.75時，增收功率因數電費為全部電費的5％，則增收的電費為：
FZZ=2048287×0.05=102414 (元)
5)用戶實際繳納電費為:
FZ1總= FZ2+FZZ=2150701(元)
(2) 補償容量計算：
已知cosφ1＝0.75，cosφ2＝0.95,S=3150kVA,則
P1＝Scosφ1＝3150×0.75=2362.5（kW)
Q=P( - )
=2362.5( - )
=1307(kvar)
需補償1307kvar，考慮各方面因素，總補償容量按1500kvar考慮。
（3）按許繼目前的產品做出配置方案並計算補償後年支出費用：
方案：一次性投投切方案。此方案用於整體系統負荷變化不大的情況。
主要配置元件為：(此方案僅考慮系統存在5次7次諧波情況，用6％串聯電抗器抑制系統諧波)
TBB10-1500kvar配置如下：
序號 名稱 型號 數量 單位 備注
1 隔離接地開關 GN24-12D1/630 1 只
2 鐵心串聯電抗器 CKSC-90/10-6 1 台
3 高壓並聯電容器 BFM11/ -250-1W
6 台
4 熔斷器 BRW-12/60P 6
5 氧化鋅避雷器 HY5WR-17/45 3 只
6 放電線圈 FDGE8-11/ -1. 7-1W
3 只
7 帶電顯示器 DXN-12T 1 只
8 放電指示燈 AD11-22/21 3 只
9 電磁鎖 DSN3 3 只
10 鋁母線、絕緣子等附件 1 套
11 電容器櫃體骨架 1 套
按此種方案預計投入資金約為：10萬元。
1） 補償後的視在功率和基本電費為：
SB = =2487(kVA)
FJ2=180×2487=447660 (元)
2) 電量電費。每kW.h為0.209元，故
FD2=0.209×2362.5×3000=1481287.5(元)
3）支付資產折舊費用：
Ff=100000×0.1=10000(元)
4） 用戶的總支付電費為：
FZ2=447660+1481287.5＋10000=1938947(元)
5）當功率因數為0.95時，減免功率因數電費為全部電費的2.5％，則減免的電費為：
FZZ=1938947×0.025=48473 (元)
6)用戶實際繳納電費為:
FZ2總= FZ2－FZZ=1890474(元)
7）補償後的經濟效益分析：
△F＝FZ1總－FZ2總＝2150701－1890474＝260227（元）
結論：有以上分析得在裝設無功補償裝置後，一年少交電費約為26萬元，節省的費用完全可以上購買以上方案中的補償設備，並且大有結余。
【例2】 配電網無功補償算例。
（1） 無功補償的原理。在電網中，線路或變壓器的可變功率損耗為：
P=3I2R×10－3= R×10－3
當負荷功率因數由1降至cosφ時，有功損耗將增加的百分數為：
δP%＝( -1) ×100%
因此，提高負荷的功率因數與降低線損的關系為:
δP%＝（1－ ）×100%
下圖表示一個主變容量為15000kVA的35kV變電所，單迴路供電的電力網，單回35kV供電線路至35 kV變電所，期間T接一個電力排灌站，根據有關負荷數據如下：

Ⅰ段視在功率Sjf1=9.2MVA.
Ⅱ段視在功率Sjf2=11.7MVA.
在未裝補償前，該變電所主變功率因數為0.75，此種情況：
Ⅰ段線路的全年損失電量為：
△A1＝ ×R1×24×365=570×103（kW.h)
Ⅱ段線路的全年損失電量為：
△A1＝ ×R2×24×365=1440×103（kW.h)
整條線路的全年損失電量為：
△A＝△A1＋△A2＝570×103＋1440×103=2010×103（kW.h)
若在該變電所10kV側加裝3000kvar的補償後電容器，主變的功率因數將由0.75提高0.91，可使線損降低值為：
δP%＝（1－ ）×100%＝（1－ ）×100%＝32％
即加裝3000kvar的補償後，可使線損下降32％，即減少損失電量為
△ A，＝δP%△A＝32％×2010×103＝64.32（萬kW.h)
（2） 經濟效益分析。從前面的計算中可知，每年可減少損失電量64.32萬kW.h，其效益究竟有多大，可參考現行電價估算如下：
1） 全年直接減少損失，增加純利潤
M=64.32×0.50＝32.16（萬元）
2） 力率調整由罰到獎,增加純收入.補償前該線路全年總電量
A1=1.17×106×8760×0.75×10-3＝7686.9（萬kW.h)
由於功率因數為0.75,低於0.85,故應罰力率調整款
0.5%×8760×0.35=13.5(萬元)
補償後
A2=1.17×106×8760×0.91×10-3＝9326.7（萬kW.h)
由於功率因數為0.91,大於規定的0.85,故獎勵21.3萬元.
實際增加純收入A= A1＋A2=34.8(萬元)
合計增收:M+A=66.96(萬元)
綜上所述:投資20多萬元,一年就能獲得66.96萬元的收入.不僅4個月就能收回投資,而且取得長久的明顯的經濟效果.所以說,無功補償,功在電網,利在自己.
三、無功補償方式
無功補償原則
全面規劃、合理布局、
分級補償、就地平衡
無功補償方法
集中補償與分散補償相結合
高壓補償與低壓補償相結合
調壓與降損相結合
配電網中常用的無功補償方式為：
1、分組補償
在系統的部分變、配電所中，在各個用戶中安裝無功補償裝置；
2、分散補償
在高低壓配電線路中分散安裝並聯電容機組；
3、就地補償
在配電變壓器低壓側和車間配電屏間安裝並聯電容器以及在單台電動機附近安裝並聯電容器，進行集中或分散的就地補償。
四、補償容量的選擇
（1）按公司計算：Qc=P ）
其中：Qc－所需安裝的並聯電容器容量kvar；
P－最大負荷月的平均有功功率kW;
cosψ1－補償前功率因數；
cosψ2－補償前功率因數；
（2）在不具備計算條件時，電容器的安裝容量按變壓器容量的10％～30％確定。
（3）單台感應電動機的就地補償；
在進行無功補償時，有時採取對單台感應電動機進行個別補償，這時不能用上面介紹的方法選擇電容器，也不能簡單以負荷作為計算的依據，因為如果按照電動機在負荷情況下選擇電容器，則在空載時就會出現過補償，即功率因數超前，而且當電動機停機切斷電源時，電容器就會對電動機放電，使仍在旋轉著的電動機變為感應發電機，感應電勢可能超出電動機額定電壓的好多倍，對電動機和電容器的絕緣都不利。因此單台電機個別補償時電容器的容量應按照不超過空載電流的0.9倍進行選擇，即：
QC1≤0.9 UeI0
其中：Qc－所需安裝的並聯電容器容量kvar；
Ue－電動機額定電壓kV;
Io－電動機空載電流A ;
（4）安裝容量與輸出容量的關系
為保證補償電容器安全、穩定、可靠運行，我們必須在補償電容器前加串調諧電抗器，而補償電容器在串接電抗器後，輸出容量和安裝容量的關系應依下式計算：

五、功率因數cosφ與效率η得區別：
電動機和變壓器得效率η是指其輸出有功功率與輸入的有功功率的比值。用效率的概念來說明電動機或變壓器的有功損耗。
功率因數cosφ是用來說明在電網和設備之間往復振盪的電場或磁場能量有多少，功率因數越高說明在電網和設備之間往復振盪的能量越少。
第二講：設計基礎
目錄
第一節：元件的設計選型
第二節：電氣接線
第三節：成套設備的保護
第四節：電容器組投切方式的選擇

第一節：元件的設計選型
1 電容器
電容器做為無功補償的重要元器件，應用於1kV以上的工頻電力系統中，用來提高系統的功率因數，改善電壓質量，降低線路損耗，充分發揮發電、供電設備的效率。產品以鋁箔為極板，烷基苯浸膜紙（WF）、二芳基乙烷浸膜紙（FF）復合，二芳基乙烷浸全膜（FM）、苄基甲苯全膜為介質，採用卷繞式元件經串、並聯後壓制製成，電容器箱體內充滿浸漬濟。一般有單相、三相、集合式等多種分類。
單相電容器：
BAM11/ —200—1WR
內置放電電阻
戶外
單相
額定容量
額定電壓
苄基甲苯浸漬的聚丙烯薄膜全膜介質
並聯
集合式電容器：
BAMH11/ —1200—1×3W
三相
集合式,採用內熔絲保護
（BFM表示二芳基乙烷浸漬的聚丙烯薄膜全膜介質）
了解集合式電容器及全膜電容器：
集合式電容器是將單台殼式電容器經串並聯後裝入大油箱內並充以絕緣油製成。1996年已佔到高壓並聯電容器年產量的20%。其優點是結構緊湊佔地面積小，接頭少，安裝和運行維護工作量很小。為克服容量不能調整的缺點，後來又開發了可調容量的集合式電容器，按照容量調整范圍劃分有50%/100%和33.3%/66.7%/100%兩類產品。由於單元殼式電容器完全浸入絕緣油中，防止了單元殼式電容器的外絕緣發生故障。單元殼式電容器內部配有內熔絲，少量元件損壞後由熔絲切除，整台電容器仍可繼續運行。缺點是含油量大，外殼大油箱易存在滲漏油，故障損壞後需返廠修理所用時間較長，單位容量造價較高。關於集合式電容器有兩個問題需要注意：
(1)為避免大容量集合式電容器發生相間短路故障時造成嚴重後果，容量超過5000kvar的集合式電容器必須做成三相分體結構，即一相一台。
(2)集合式電容器的引出套管外絕緣爬電比距必須≥3.5cm/kV(相對於系統最高運行電壓)，以保證其絕緣強度。
箱式電容器是在集合式電容器基礎上發展起來的一種電容器，與集合式電容器的不同之處是內部單元電容器沒有外殼，直接浸入絕緣油中，外殼大油箱採用波紋油箱或帶金屬膨脹器，與外部大氣完全隔離。同集合式電容器相比，外殼體積和內部含油量進一步減少，以西安電力電容器廠3000kvar產品為例，箱式電容器比集合式電容器外殼體積減少59.1%，重量減少60.6%。由於材料用量減少，價格比集合式電容器要低。缺點是內部元件發生故障由內熔絲切除後，會對大油箱內的絕緣油造成污染。
全膜電容器具有損耗低、發熱量小、溫升低、體積小、重量輕的優點。國產全膜電容器自1986年開始生產以來，經過不斷改進完善，質量已趨於穩定，在可靠性方面已經好於部分進口產品。自1995年以來產量逐年大幅度增長，已有多家產品通過了兩部鑒定。同國外先進產品相比，差距主要表現在比特性上，材料消耗是國外先進產品的兩倍。既便如此，同膜紙復合介質產品相比體積、重量均大幅度下降。以桂林電容器廠100kvar產品為例：全膜產品比膜紙復合介質產品體積下降31.2%，重量下降44.4%。集合式產品以錦州電容器廠3000kvar產品為例：全膜產品比膜紙復合介質產品體積下降55%，重量下降47.9%。箱式電容器採用全膜產品後可取消散熱器。最近，電容器製造業制訂了關於加速發展國產高壓全膜電容器的若干措施，必將進一步提高國產高壓全膜電容器的質量。因此，新增電容器應全部採用全膜產品，浸漬劑優先選用苄基甲苯(M/DBT)和SAS—40。

Ⅱ 220KV變電站保護有那些

保護措施：

定期巡視觀察設備的外觀有無異狀，如顏色有無變化，有無雜物，表針指示是否正常，設備的聲音是否正常，有無異常的氣味，觸及允許接觸的設備溫度是否正常，測量電氣設備的運行參數在運行中的變化等，以判斷設備的運行狀況是否正常。了解設備運行狀況，掌握運行異常，並及時地採取相應措施。

(2)220kv樞紐變電站電氣設計需要無功補償及補償裝置的選擇擴展閱讀

變電站的結構設計和設備布置一般有以下要求：

1、建築物底部的輔助10千伏變電站不需要隔間。變壓器和高低壓開關櫃可布置在同一層同一房間。只需保持特殊間距。35kv獨立變電所應按功能分層設置，並設置特殊建築物。

2、變電所的室內布置應緊湊合理，便於操作人員的操作、維護、試驗和檢查。開關櫃的安裝位置應滿足最小通道寬度的要求，並適當考慮開發和擴建的要求。

3、變電站應合理布置在不同的隔間內。高壓配電室應與高壓電容器室相鄰，低壓配電室應與變壓器室相鄰，低壓配電室應便於出線，控制室應便於操作人員的操作和管理。

Ⅲ 畢業設計任務書 題目：2×31.5MVA（2×50MVA）110/11kV降壓變電所設計

給你一部分參考，如果賞分的話，本人為你設計，給你現成的。

引言

變電站自動化是自動化的一種具體形式。它是指應用各種具有自動檢測、決策和控制功能的裝置，並通過信號系統和數據傳輸對電力系統各元件、局部系統或全系統進行就地或遠方的自動監視、協調、調節和控制，保證變電站安全經濟運行和具有合格的電能質量。由於電力系統的結構復雜而龐大，電能不能儲存，暫態過程非常迅速，電能對人民日常生活又非常重要，220KV變電站在電力系統中的地位越來越重要，此次設計的題目正是適應電力系統當今發展趨勢的一個實用題目。目前，220KV變電站在電力系統中的重要地位更彰顯出來，設計一座大型城市變電站，使設計者了解現行變電站的先進技術，培養設計者的創新能力、實踐能力和獨立工作能力，更使設計者把所學的專業知識有機融合，由此，應運而生了此次畢業設計。

概述

變電站是以變換電壓，交換功率和匯集、分配電能為主的電能設施。在電力系統中，變電站介於發電廠和電力用戶之間的中間環節。變電站由主變壓器、母線、斷路器、隔離開關、避雷器、互感器等設備或元件集合而成。它具有匯集電源、變換電壓等級、分配電能等功能。電力系統內繼電保護裝置、自動裝置、調度控制的遠動設備等也安裝在變電站內，因此變電站是電力系統的重要組成部分。

此次設計所述變電站為一大型城市變電站，位於地區電網的樞紐點上，以高壓側和中壓側接受電能，但以高壓側為主，中壓側還肩負著向地區供電的任務，低壓側則直接向鄰近負荷供電，並以此來選擇變壓器、進行短路計算，和設備選擇。

在此次設計的最後一部分，進行了變電站的監控系統設計，把微機技術加入到變電站中，利用微機的人工操作性和電氣量在電力系統運行中的變化，完成電力設備的信息採集，使一次設備信息中模擬量和開關量數字化，上送測量和保護信息，接受站控層下傳的控制命令和參數。

電氣主接線的設計

電氣主接線是發電廠、變電站設計的主體。採用何種接線形式，與電力系統原始資料，發電廠、變、電站本身運行的可靠性、靈活性和經濟性的要求等密切相關，而且對電氣設備選擇、配電裝置布置和控制方式的擬訂都有較大的影響。

因此，主接線的設計必須根據電力系統、發電廠或變電站的具體情況，全面分析，正確處理好各方面的關系，通過技術經濟比較，合理地選擇主接線方案。

2.1電氣主接線概述

變電站電氣主接線是電力系統接線的主要部分，它表明了變壓器、線路和斷路器等電氣設備的數量和連接方式及可能的運行方式，從而完成變電、輸配電的任務。變電所的主接線是電力系統接線組成中的一個重要組成部分。主接線的確定，對電力系統的安全、穩定、靈活、經濟、運行以及變電所電氣設備的選擇、配電裝置的布置、繼電保護和控制方法的擬定將會產生直接的影響。

2.1.1主接線設計考慮的因素

（1）考慮變電所在電力系統中的地位和作用；②考慮近期和遠期的發展規模；③考慮負荷的重要性分級和出線回數多少對主接線的影響；④考慮主變台數對主接線的影響；⑤考慮備用容量的有無和大小對主接線的影響。

2.1.2主接線的設計原則和要求

（1）接線方式

在本次設計中，220KV線路有6回架空線，根據接線原則應選擇雙母線帶旁路接線方式；110KV線路有5回架空線，根據設計原則應選擇雙母線接線方式，35KV線路有25回出線，由於出線迴路多，所以選擇雙母分段接線。

（2）中性點接地原則

電網中性點接地方式與電網的電壓等級，單相接地故障電流，過電壓水平以及保護配置等有密切關系。電網中性點接地方式直接影響電網的絕緣水平；電網供電的可靠性、連續性和運行的安全性；電網對通信線路及無線電的干擾。選擇接地點時應保證在任何故障形式下，都不應使電網解列成為中性點不接地系統。

（3）斷路器的配置

根據電氣接線方式，每回線路均應設有相應數量的斷路器，用以完成切、合電路任務。

2.2電氣主接線設計方案的確定

按照設計任務書中所提供的變電站帶負荷數及出線迴路數等信息，按變電站設計技術的相關規定，「220KV配電裝置出線迴路數在4回及以上時，宜採用單母分段、雙母線及其他接線形式」，因此在設計變電站時分別考慮了兩種方案。

電氣主接線設計方案1本變電站220KV側採用雙母線帶旁路接線，此接法可靠性高，即使檢修母線或斷路器時都不會停電；運行操作方便，不影響雙母線正常運行。35KV採用雙母三分段接線形式，該種接線，負荷分配均勻，調度靈活方便，運行可靠性高，任一條母線或母線上設備檢修時，不需要停掉線路，且較方案2投資少；發電廠方案2採用的是35KV側採用及220KV側採用雙母線的接線形式，雙母四分段它是用分段斷路器將一般雙母線中的兩組母線各分為兩段，並設置兩台母聯斷路器。正常運行時，電源和線路大致均分在四段母線上，母聯斷路器和分段斷路器均合上，四段母線同時運行。當任一段母線故障時，只有1/4的電源和負荷停電；當任一母聯斷路其或分段斷路器故障時，只有1/2左右的電源和負荷停電（分段單母線及一般雙母線接線都會全停電）。但這種接線的斷路器及配電裝置投資更大，用於進出線迴路數甚多的配電裝置。圖2-1是發電廠電氣主接線設計圖（方案1）。

根據發電廠電氣部分中220KV三繞組變壓器技術數據可知

表2-1主變壓器參數

型號

相數

頻率

額定容量

阻抗電壓

SFPS7-240000/220

三項

50HZ

240/240/120MVA

（3）負荷率計算

據電力工程電氣設計200例中負荷率計算公式可知

（3-2）

1）根據式（3-2），110KV側最大、最小負荷率計算

2）根據式（3-2），35KV側最大、最小負荷率計算

①近期最小

②遠期最大

根據以上負荷計算可得，110KV和35KV的最大負荷、最小負荷均不過載，所以選擇的變壓器滿足過載要求。

2.4變電站所用變的選擇

Ⅳ 電力系統中，220kV變壓器的低壓無功補償怎麼配置

無功補償配置的基本原則：
第三條電力系統配置的無功補償裝置應能保證在系統有功負荷高峰和負荷低谷運行方式下，分（電壓）層和分（供電）區的無功平衡。
分（電壓）層無功平衡的重點是 220kV及以上電壓等級層面的無功平衡，分（供電）區就地平衡的重點是110kV及以下配電系統的無功平衡。無功補償配置應根據電網情況，實施分散就地補償與變電站集中補償相結合，電網補償與用戶補償相結合，高壓補償與低壓補償相結合，滿足降損和調壓的需要。

第四條 各級電網應避免通過輸電線路遠距離輸送無功電力。500（330）kV電壓等級系統與下一級系統之間不應有大量的無功電力交換。500（330）kV電壓等級超高壓輸電線路的充電功率應按照就地補償的原則採用高、低壓並聯電抗器基本予以補償。

第五條 受端系統應有足夠的無功備用容量。當受端系統存在電壓穩定問題時，應通過技術經濟比較，考慮在受端系統的樞紐變電站配置動態無功補償裝置。

第六條各電壓等級的變電站應結合電網規劃和電源建設，合理配置適當規模、類型的無功補償裝置。所裝設的無功補償裝置應不引起系統諧波明顯放大，並應避免大量的無功電力穿越變壓器。35kV～220kV變電站，在主變最大負荷時，其高壓側功率因數應不低於0.95，在低谷負荷時功率因數應不高於0.95。

第七條 對於大量採用10kV～220kV電纜線路的城市電網，在新建110kV及以上電壓等級的變電站時，應根據電纜進、出線情況在相關變電站分散配置適當容量的感性無功補償裝置。

第八條 35kV及以上電壓等級的變電站，主變壓器高壓側應具備雙向有功功率和無功功率（或功率因數）等運行參數的採集、測量功能。

第九條為了保證系統具有足夠的事故備用無功容量和調壓能力，並入電網的發電機組應具備滿負荷時功率因數在0.85(滯相)～0.97(進相)運行的能力，新建機組應滿足進相0.95運行的能力。為了平衡500（330）kV電壓等級輸電線路的充電功率，在電廠側可以考慮安裝一定容量的並聯電抗器。

第十條 電力用戶應根據其負荷性質採用適當的無功補償方式和容量，在任何情況下，不應向電網反送無功電力，並保證在電網負荷高峰時不從電網吸收無功電力。

第十一條 並聯電容器組和並聯電抗器組宜採用自動投切方式。
第十二條 500（330）kV電壓等級變電站容性無功補償配置

500（330）kV電壓等級變電站容性無功補償的主要作用是補償主變壓器無功損耗以及輸電線路輸送容量較大時電網的無功缺額。容性無功補償容量應按照主變壓器容量的10%～20%配置，或經過計算後確定。

第十三條 500（330）kV電壓等級變電站感性無功補償配置

500（330）kV電壓等級高壓並聯電抗器（包括中性點小電抗）的主要作用是限制工頻過電壓和降低潛供電流、恢復電壓以及平衡超高壓輸電線路的充電功率，高壓並聯電抗器的容量應根據上述要求確定。主變壓器低壓側並聯電抗器組的作用主要是補償超高壓輸電線路的剩餘充電功率，其容量應根據電網結構和運行的需要而確定。

第十四條 當局部地區500（330）kV電壓等級短線路較多時，應根據電網結構，在適當地點裝設高壓並聯電抗器，進行無功補償。以無功補償為主的高壓並聯電抗器應裝設斷路器。

第十五條 500（330）kV電壓等級變電站安裝有兩台及以上變壓器時，每台變壓器配置的無功補償容量宜基本一致。
第十六條 220kV變電站的容性無功補償以補償主變壓器無功損耗為主，並適當補償部分線路的無功損耗。補償容量按照主變壓器容量的10%～25%配置，並滿足220kV主變壓器最大負荷時，其高壓側功率因數不低於0.95。

第十七條 當220kV變電站無功補償裝置所接入母線有直配負荷時，容性無功補償容量可按上限配置；當無功補償裝置所接入母線無直配負荷或變壓器各側出線以電纜為主時，容性無功補償容量可按下限配置。

第十八條 對進、出線以電纜為主的220kV變電站，可根據電纜長度配置相應的感性無功補償裝置。每一台變壓器的感性無功補償裝置容量不宜大於主變壓器容量的20%，或經過技術經濟比較後確定。
第十九條 220kV變電站無功補償裝置的分組容量選擇，應根據計算確定，最大單組無功補償裝置投切引起所在母線電壓變化不宜超過電壓額定值的2.5%。一般情況下無功補償裝置的單組容量，接於66kV電壓等級時不宜大於20Mvar，接於35kV電壓等級時不宜大於12Mvar，接於10kV電壓等級時不宜大於 8Mvar。

第二十條 220kV變電站安裝有兩台及以上變壓器時，每台變壓器配置的無功補償容量宜基本一致。
第二十一條 35kV～110kV變電站的容性無功補償裝置以補償變壓器無功損耗為主，並適當兼顧負荷側的無功補償。容性無功補償裝置的容量按主變壓器容量的10%～30%配置，並滿足35kV～110kV主變壓器最大負荷時，其高壓側功率因數不低於0.95。

第二十二條 110kV變電站的單台主變壓器容量為40MVA及以上時，每台主變壓器應配置不少於兩組的容性無功補償裝置。

第二十三條 110kV變電站無功補償裝置的單組容量不宜大於6Mvar，35kV變電站無功補償裝置的單組容量不宜大於3Mvar，單組容量的選擇還應考慮變電站負荷較小時無功補償的需要。

第二十四條 新建110kV變電站時，應根據電纜進、出線情況配置適當容量的感性無功補償裝置。
第二十五條配電網的無功補償以配電變壓器低壓側集中補償為主，以高壓補償為輔。配電變壓器的無功補償裝置容量可按變壓器最大負載率為75％，負荷自然功率因數為 0.85考慮，補償到變壓器最大負荷時其高壓側功率因數不低於0.95，或按照變壓器容量的20％～40％進行配置。

第二十六條 配電變壓器的電容器組應裝設以電壓為約束條件，根據無功功率（或無功電流）進行分組自動投切的控制裝置。
第二十七條 電力用戶應根據其負荷特點，合理配置無功補償裝置，並達到以下要求：

100kVA及以上高壓供電的電力用戶，在用戶高峰負荷時變壓器高壓側功率因數不宜低於0.95；其他電力用戶，功率因數不宜低於0.90。

Ⅳ 電網的無功補償配置原則是什麼

無功補償配置的基本原則第三條電力系統配置的無功補償裝置應能保證在系統有功負荷高峰和負荷低谷運行方式下，分（電壓）層和分（供電）區的無功平衡。分（電壓）層無功平衡的重點是 220kV及以上電壓等級層面的無功平衡，分（供電）區就地平衡的重點是110kV及以下配電系統的無功平衡。無功補償配置應根據電網情況，實施分散就地補償與變電站集中補償相結合，電網補償與用戶補償相結合，高壓補償與低壓補償相結合，滿足降損和調壓的需要。
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第四條 各級電網應避免通過輸電線路遠距離輸送無功電力。500（330）kV電壓等級系統與下一級系統之間不應有大量的無功電力交換。500（330）kV電壓等級超高壓輸電線路的充電功率應按照就地補償的原則採用高、低壓並聯電抗器基本予以補償。
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第五條 受端系統應有足夠的無功備用容量。當受端系統存在電壓穩定問題時，應通過技術經濟比較，考慮在受端系統的樞紐變電站配置動態無功補償裝置。
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第六條各電壓等級的變電站應結合電網規劃和電源建設，合理配置適當規模、類型的無功補償裝置。所裝設的無功補償裝置應不引起系統諧波明顯放大，並應避免大量的無功電力穿越變壓器。35kV～220kV變電站，在主變最大負荷時，其高壓側功率因數應不低於0.95，在低谷負荷時功率因數應不高於0.95。
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第七條 對於大量採用10kV～220kV電纜線路的城市電網，在新建110kV及以上電壓等級的變電站時，應根據電纜進、出線情況在相關變電站分散配置適當容量的感性無功補償裝置。
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第八條 35kV及以上電壓等級的變電站，主變壓器高壓側應具備雙向有功功率和無功功率（或功率因數）等運行參數的採集、測量功能。
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第九條為了保證系統具有足夠的事故備用無功容量和調壓能力，並入電網的發電機組應具備滿負荷時功率因數在0.85(滯相)～0.97(進相)運行的能力，新建機組應滿足進相0.95運行的能力。為了平衡500（330）kV電壓等級輸電線路的充電功率，在電廠側可以考慮安裝一定容量的並聯電抗器。
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第十條 電力用戶應根據其負荷性質採用適當的無功補償方式和容量，在任何情況下，不應向電網反送無功電力，並保證在電網負荷高峰時不從電網吸收無功電力。
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第十一條 並聯電容器組和並聯電抗器組宜採用自動投切方式。第三章 500（330）kV電壓等級變電站的無功補償第十二條 500（330）kV電壓等級變電站容性無功補償配置
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500（330）kV電壓等級變電站容性無功補償的主要作用是補償主變壓器無功損耗以及輸電線路輸送容量較大時電網的無功缺額。容性無功補償容量應按照主變壓器容量的10%～20%配置，或經過計算後確定。
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第十三條 500（330）kV電壓等級變電站感性無功補償配置
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500（330）kV電壓等級高壓並聯電抗器（包括中性點小電抗）的主要作用是限制工頻過電壓和降低潛供電流、恢復電壓以及平衡超高壓輸電線路的充電功率，高壓並聯電抗器的容量應根據上述要求確定。主變壓器低壓側並聯電抗器組的作用主要是補償超高壓輸電線路的剩餘充電功率，其容量應根據電網結構和運行的需要而確定。
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第十四條 當局部地區500（330）kV電壓等級短線路較多時，應根據電網結構，在適當地點裝設高壓並聯電抗器，進行無功補償。以無功補償為主的高壓並聯電抗器應裝設斷路器。
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第十五條 500（330）kV電壓等級變電站安裝有兩台及以上變壓器時，每台變壓器配置的無功補償容量宜基本一致。第四章 220kV變電站的無功補償第十六條 220kV變電站的容性無功補償以補償主變壓器無功損耗為主，並適當補償部分線路的無功損耗。補償容量按照主變壓器容量的10%～25%配置，並滿足220kV主變壓器最大負荷時，其高壓側功率因數不低於0.95。
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第十七條 當220kV變電站無功補償裝置所接入母線有直配負荷時，容性無功補償容量可按上限配置；當無功補償裝置所接入母線無直配負荷或變壓器各側出線以電纜為主時，容性無功補償容量可按下限配置。
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第十八條 對進、出線以電纜為主的220kV變電站，可根據電纜長度配置相應的感性無功補償裝置。每一台變壓器的感性無功補償裝置容量不宜大於主變壓器容量的20%，或經過技術經濟比較後確定。
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第十九條 220kV變電站無功補償裝置的分組容量選擇，應根據計算確定，最大單組無功補償裝置投切引起所在母線電壓變化不宜超過電壓額定值的2.5%。一般情況下無功補償裝置的單組容量，接於66kV電壓等級時不宜大於20Mvar，接於35kV電壓等級時不宜大於12Mvar，接於10kV電壓等級時不宜大於 8Mvar。
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第二十條 220kV變電站安裝有兩台及以上變壓器時，每台變壓器配置的無功補償容量宜基本一致。第五章 35kV～110kV變電站的無功補償第二十一條 35kV～110kV變電站的容性無功補償裝置以補償變壓器無功損耗為主，並適當兼顧負荷側的無功補償。容性無功補償裝置的容量按主變壓器容量的10%～30%配置，並滿足35kV～110kV主變壓器最大負荷時，其高壓側功率因數不低於0.95。
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第二十二條 110kV變電站的單台主變壓器容量為40MVA及以上時，每台主變壓器應配置不少於兩組的容性無功補償裝置。
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第二十三條 110kV變電站無功補償裝置的單組容量不宜大於6Mvar，35kV變電站無功補償裝置的單組容量不宜大於3Mvar，單組容量的選擇還應考慮變電站負荷較小時無功補償的需要。
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第二十四條 新建110kV變電站時，應根據電纜進、出線情況配置適當容量的感性無功補償裝置。第六章 10kV及其它電壓�等級配電網的無功補償第二十五條配電網的無功補償以配電變壓器低壓側集中補償為主，以高壓補償為輔。配電變壓器的無功補償裝置容量可按變壓器最大負載率為75％，負荷自然功率因數為 0.85考慮，補償到變壓器最大負荷時其高壓側功率因數不低於0.95，或按照變壓器容量的20％～40％進行配置。
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第二十六條 配電變壓器的電容器組應裝設以電壓為約束條件，根據無功功率（或無功電流）進行分組自動投切的控制裝置。第七章 電力用戶的無功補償第二十七條 電力用戶應根據其負荷特點，合理配置無功補償裝置，並達到以下要求：
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100kVA及以上高壓供電的電力用戶，在用戶高峰負荷時變壓器高壓側功率因數不宜低於0.95；其他電力用戶，功率因數不宜低於0.90。