浅析110kV变电站选型设计与运行接线方式
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摘 要：随着我国经济建设的飞速发展，城市电网的建设也在不断进步，新技术不断更新，文章结合多年工作经验就110kV环进环出变电站优缺点、接线方式、保护配置及调度运行进行了简要论述。
中图分类号：TM411+.4文献标识码：A文章编号：
引言
随着城市电网建设的快速发展，在新建的ll0kV变电站中，从ll0kV直降l0kV采用环进环出接线方式得到了广泛的应用。这类变电站下称环进环出变电站。相对于内桥接线、线路变压器组或是双母线方式的传统接线方式，环进环出的接线方式有着明显的优越性，但其运行规律也发生了很大变化。
1. 设计直流系统
全站设一套直流系统，按双充双馈配置，用于站内一、二次设备、通信及自动化系统的供电。直流系统电压采用220V，选用200Ah蓄电池组，108只，分两组，全所事故停电按2小时考虑。直流系统采用单母线分段接线，设分段开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池组，充电装置采用高频开关电源，模块按N＋1原则配置，每组充电机选用4块20A模块。蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，放置方式采用专用蓄电池室。每套系统设一套微机型绝缘监测装置和蓄电池容量检测仪，采用混合型供电方式。110kV部分采用放射型供电，每一间隔按双回路方式直接从直流馈线屏获取电源。10kV部分则按10kV母线分段情况设置。每一段母线均按双回路配置。
2.选择电气主结线方式
为了保证变电站供电的可靠性和灵活性，在变电站设计中，往往采用较复杂的主接线。主接线的完善运用虽然保证了供电可靠性，但存在接线方式复杂、运行操作烦琐、检修维护量大、投资大、占地面积多的缺点。因此，在变电站电气设计中应根据负荷性质、变压器负载率、电气设备特点及上级电网强弱等因素来确定变电所主接线方式。一般终端变电所高压侧主接线形式选用线路变压器组接线和内桥接线。
线路变压器组接线是最简单主接线方式。高压配电装置只配置2个设备单元，接线简单清晰，占地面积小，送电线路故障时由送电端变电所出线断路器跳闸。当1台主变或一条线路故障退出运行，只需在变电所低压侧作转移负荷操作，就能确保100%负荷正常用电，且不影响相邻变电所的运行。内桥接线是终端变电所最常用的主接线方式。其高压侧断路器数量较少，线路故障操作简单、方便，系统接线清晰，保护配置整定简单。当送电线路发生故障时，只需断开故障线路的断路器，对其它回路的正常运行不造成影响。因此，对于地方电网中110 kV终端变电所，如主变容量不能满足N-1要求，采用内桥主接线方式有利于提高系统供电可靠性。
3 .配置主要设备
3.1 主变压器
从型式上看，变电站主变压器的选择一方面为了尽量减小对周边的噪声污染，偏重于选择噪声水平低的自冷式变压器；另一方面为了节约投资尽量选择以风冷式为主的变电器。主变的调压开关近年来全部国产化，主变储油柜采用金属波纹式储油柜，主变高压侧采用110 kV±8×1.25%调压方式。对于主变35 kV侧电压基准值为多少以及是否调压、10 kV侧电压基准值为多少存在较大分歧。结合全国各地区的实际情况，笔者认为，中、低压侧采用38.5kV±2×2.5%/10.5kV比较符合现场运行需求，尤其是对于增容改造变电站更为实用。在一台时价300多万元左右的三卷变压器而言，中压侧的均设调压开关，有利于电压质量的提高和满足运行调度的灵活性要求。
3.2 断路器
其实一般断路器选用原则：1）空开额定工作电压大于等于线路额定电压；2）空开额定电流大于等于线路负载电流；3）空开电磁脱扣器整定电流大于等于负载最大峰值电流（负载短路时电流值达到脱扣器整定值时，空开瞬时跳闸。一般D型代号的空开出厂时，电磁脱扣器整定电流值为额定电流的8~12倍。）也就是说短路跳闸而电机启动电流是可以避开的。
4.设计消弧及过电压保护装置
该装置是能迅速消除中性点非直接接地系统弧光接地给电气设备带来危害的新技术产品，是确保10kV、35kV系统弧光接地过电压和谐振过电压不致造成危害的有效措施。中性点不接地系统加装本装置后，一旦系统发生单相弧光接地，装置可在30ms之内动作，不仅使故障点的电弧立即熄灭，同时也有效地限制了弧光接地过电压；装置运作后，允许200A的电容电流连续通过2h以上，以便用户可以在完成转移负荷的倒闸操作之后再处理故障线路；本装置可将发生在相与相之间的各种过电压限制在3.5倍以下。装置为金属铠装封闭开关柜，具有弧光接地过电压保护功能、谐振过电压保护功能、故障信息上传功能和装置本体故障保护等功能。
5.11OkV环进环出变电站的保护配置
本文分析中涉及部分的保护仅有l10kV线路保护(110k、母线无保护)。
3.1线路电源侧保护配置
1)电源侧为超高压变电站的保护配置：① 纵差保护为主保护，距离第三段+零序电流第四段为后备保护，重合闸停用。该配置是电源侧为超高压变电站的llOkV线路典型配置方式。②纵差保护为主保护，距离第三段+零序电流第四段为后备保护，重合闸投用。重合闸投用的原因是，线路上有较长架空线路，发生瞬时故障的概率较大，用重合闸予以补救。③距离第三段+零序电流第四段保护，其中距离、零序电流l段为主保护，其他为后备保护。未配置纵差保护的原因：(1)上述线路投运较早，当时未要求此线路配置纵差保护； (2)由于还支接用户站，不宜采用纵差保护。2)电源侧为110kV环进环出变电站的保护配置，纵差保护为主保护，过流第二或第三段+零序电流第三段为后备保护。
3．2线路负荷侧保护配置
1)配置纵差(跳闸)、电流速断(发信)、零序电流(发信)保护。此配置为线路典型保护配置。2)配置纵差(发信)、电流速断(发信)、零序电流(发信)保护。纵差保护用发信，是因为电源侧使用了重合闸。3)配置纵差(发信)保护。因电源侧使用重合闸，故纵差保护用发信方式。
6.结束语
1)1lOkV环进环出变电站不仅接线简单，同时也节省了电源点和投资。但当尚未成环时，对供电可靠性会带来一定的影响。
2)架空线路的纵差保护电源侧应投人重合闸，负荷侧纵差保护则改用信号.
3)在1lOkV纵差保护装置故障时，满足稳定运行的要求时，电网中小型110kV变电站的电气设计应本着具体问题具体分析的原则，根据变电站在电力系统中的地位和作用、负荷性质、出线回路数、设备特点、周围环境及变电站规划容量等条件和具体情况，在满足供电可靠性、功能性、具有一定灵活性的前提下,尽量优化设计方案，精选设计手段。
参考文献：
[1]刘娅.110kV变电站部分电气一次设计浅析[J].民营科技，2009(6).