2 电气主接线设计选择

2.1 变电站35kV侧接线型式的确定

按照《变电站设计技术规程》的第23条规定：“35~60kV配电装置中，当出线为2回时，一般采用桥形接线；当出线为2回以上时，一般采用单母线分段或单母线接线。出线回路数较多、连接的电源较多、负荷大或污秽环境中的35~60kV室外配电装置，可采用双母线接线”。本变电站35kV侧可考虑以下3种方案，并进行经济和技术分析。

方案1：采用单母线分段接线，如图1所示。

图1 单母线分段接线

优点：用断路器把母线分段后，重要用户可从不同母线分段引出双回线供电；当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电，保证重要用户不停电。

缺点：当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电；当出线为双回路时，常使架空线路出线交叉跨越；扩建时需向两个方向均衡扩建；分段断路器故障造成35kV两段母线停电。

适用范围：

·6～10kV配电装置出线回路数为6回及以上时；

·35～60kV配电装置出线回路数为4～8回及以上时；

·110～220kV配电装置出线回路数为3～4回时。

方案2：采用单母线接线，如图2所示。

图2 单母线接线

优点：接线简单清晰，设备少，操作方便，便于扩建和采用成套配电装置。

缺点：不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修，均需使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。

适用范围：

·6～10kV配电装置出线回路数不超过5回；

·35～60kV配电装置出线回路数不超过3回；

·110～220kV配电装置出线回路数不超过2回。

方案3：采用外桥接线，如图3所示。

图3 外桥接线

外桥接线的特点：当变压器发生故障或运行中需要切除时，只断开本回路的断路器即可，不影响其他回路的工作。当线路故障时，例如引出线1U故障，断路器1DL和3DL都将断开，因而变压器1B也被切除。为了恢复变压器1B的正常运行，必须在断开隔离开关2G后，再接通断路器1DL和3DL。

外桥接线适用于线路较短和变压器按经济运行需要经常切换的情况。以上三个方案，所需35kV断路器和隔离开关数量如表2所示。

表2 35kV断路器和隔离开关数量表

对以上三种方案分析比较。

从经济性来看：由于3种方案所选变压器型号和容量相同，占地面积基本相同，所以只比较设备，方案1所用设备最多，造价最高，故最不经济；方案3所用设备最少，造价最低，故最经济；方案2介于方案1和方案3之间较经济。

从可靠性来看：方案1，当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电，可以满足一、二、三类用户负荷的要求，可靠性高；方案2，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修，均需使整个配电装置停电，不能满足一、二类用户负荷的要求。方案3当线路发生故障时，需动作与之相连的两台断路器，从而影响一台未发生故障的变压器运行。因此方案2、方案3可靠性均不如方案1。

从改变运行方式的灵活性来看：方案1因接线简单，所以投切变压器，倒闸操作最简便。

通过以上比较，可以发现方案1以供电可靠性高为主要优点；方案2以设备少，较经济，倒闸操作简便为主要优点；方案3以投资少，经济性好为主要优点。因本变电站无一类负荷，二类负荷所占比例较少（18.8％），所以考虑综合因素，选方案2单母线接线为本变电站的35kV侧主接线。

2.2 变电站10kV侧接线型式的确定

变电站10kV母线侧的馈线多，在保证供电可靠性的情况下，如果采用双母线接线，设备多，投资大，运行操作不便，不满足灵活性和经济性；如果采用单母线分段接线，在母线故障或检修时，不致对所有出线全部停电，对重要的二类负荷出线，采用双回路送电，分别接在10kV的一段和二段，在满足可靠性和灵活性的前提下，比双母线接线经济，故推荐采用单母线分段接线的方式。正常运行时，分段断路器处于断开位置，即两台变压器各带一段母线。当负荷小于6300kVA或1台变压器故障、检修时，则断开该变压器低压侧断路器，合分段断路器，由一台主变向两段母线供电。