新建110kV负荷型变电所，主要满足该地区工业和居民用电。 二、负荷发展情况 2004年 43000kW 2009年 60000kW 2014年 90000kW 三、建设规模
主变压器容量本期2331.5MVA，远期3350MVA。110kV本期两回出线，采用单母线分
段接线；远期六回出线。35kV本期4回出线，采用单母线分二段接线。10kV本期24回出线，采用单母线分二段接线，远期36回出线，采用单母线分三段接线。
序号 1 2 3 4 5 6 7 项目 主变压器 110kV单母线 110kV出线 35kV母线 35kV出线 10kV母线 10kV出线 最终规模 3×50MVA 2段 6回 2段 4回 3段 36回 本期规模 2×31.5MVA 2段 2回 2段 4回 2段 24回 户外设备基础及构架设计原则如下: 110kV架构及基础本期只安装两回。其余架构及
基础只上本期规模，其余均不上，预留位置。三号变基础本期不上，仅预留位置。
第三节 电气主接线
一、电气主接线
电气主接线是由高压电气设备连成的接收和分配电能的电路，是发电厂和变电所最重要的组成部分之一，对安全可靠供电至关重要。因此设计的主接线必须满足如下基本要求：
1、满足对用户供电必要的可靠性和电能质量的要求。 2、接线简单、清晰，操作简便。 3、必要的运行灵活性和检修方便。 4、投资少，运行费用低。 5、具有扩建的可能性。
为满足供电可靠性要求，本设计中110kV、35kV、10kV均采用单母线分段接线；最终
为3台变压器并联运行；所用电由2台所用变供电；主要负荷可采用双回线供电。
该变电站110kV户外配电装置采用GIS组合电器布置形式。110kV采用单母线分段接线方
式。110kV进线2回。其中一段母线带2台主变压器，另一段母线带1台主变压器。本期安装每段母线1台主变，110kV GIS共6个间隔位。110kV GIS主变出线至主变110kV侧为电缆及电缆插拔头型式。电缆型号YJV22-126-13300交联电缆。
35kV采用单母线分段接线。共设两段，每台主变各接一段。本期安装4回出线，每
段2回。35kV出线至35kV穿墙套管亦采用电缆，电缆型号:YJV22-126-13300交联电缆。
10kV采用单母线扩大分段接线，共分3段，本期分2段。每台主变各接一段，每段12回出线。10kV出线36回(含公用部分4回)，本期安装24回。10kV全部采用电缆出线。在每
台主变压器低压侧设置一组接地变压器及一组无功分档投切并联补偿电容器。
二、短路阻抗
归算到本变电所110kV母线ΣZ1=0.0335，ΣZ0=0.0136。 三、主变压器
主变压器容量应根据5—10年的发展规划进行选择，并应考虑变压器正常运行和事故时的
过负荷能力；对装两台变压器的变电所，每台变压器额定容量一般按下式选择：
Sn=0.6PM 式中PM为变电所最大负荷
这样，当一台变压器停用时，可保证对60%负荷的供电。考虑变压器的事故过负荷能
力40%，则可保证对84%负荷的供电。由于一般电网变电所大约有25%的非重要负荷，因此，采用Sn=0.6PM，对变电所保证重要负荷来说多数是可行的，能满足一、二级负荷的供电需求。
一般情况下采用三相式变压器，具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到15%Sn以上时，可采用三绕组变压器。其中，当高压电网为110～220kV，
而中低压电网为35kV和10kV时，由于负荷较大，最大和最小运行方式下电压变化也较大，故采用带负荷调压的三绕组变压器。
为了适应今后电网商业化运营的要求，提高电网的供电质量，满足用户对供电质量的要求，另外，为了便于电网电压的灵活及时调整，主变的调压方式应采用有载调压变压器，有利于电网今后的运行。
目前限制低压侧短路电流措施，一般采用高阻抗变压器，且根据 110kV 系统短路
水平(不超过30 kA)。经过推算，10kV短路电流(不超过30kA)。所选开关柜等电气设备均可满足要求(10kV不并列)。故本次设计采用高阻抗主变压器。
本次设计结合实际运行经验，要求主变压器本体油枕由原A相移至C相。这样有利于
主变压器中性点接地隔离开关连接安装，且操作检修方便。
综上，本变电站采用的主变压器最终为3台50MVA三相自冷三圈有载调压变压器，型号为SSZ10—50000/110，初期上2台31.5MVA，型号为SSZ10—31500/110。 额定电压：110±831.25%/38.5±232.5%/10.5kV。 接线组别：YN0/yn0/d11。
阻抗电压：ZⅠ—Ⅱ=10.5%，ZⅠ—Ⅲ=17.5%，ZⅡ—Ⅲ=6%。 损耗：175kW（高阻抗、低损耗变压器）。 四、中性点接地方式
110kV采用中性点直接接地方式。
主变压器中性点经隔离开关直接接地，以便于系统灵活选择接地点。
10kV采用中性点经消弧线圈接地方式。单相接地允许带故障运行2小时，供电连续
性好。
五、无功补偿
无功补偿应根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配臵，采用集中补偿的方式，集中安装在变电所内有利于控制电压水平。向电网提供可调节的容性无功。以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗和提高电压。
为了提高电网的经济运行水平，根据无功补偿的基本原则，在10kV每段母线上各接一组由开关投切的分档投切并联电容器成套装臵，供调节系统的无功负荷，电容器每组容量为1800kVar。
在10 kV每段母线上分别接一台接地变压器(曲折变，型号DSDB-700/10.5-160/0.4kVA)。中性点采用Z0接线。低压侧为Y0接线、正常运行时供给
380/220V站用电源(接地变压器带附绕组兼做站用变压器)。Z0具有中性点连接有载调谐消弧线圈。
六、运行方式
110kV单母线分段运行，35kV和10kV分列运行。 七、母线回路：
110kV单母线2段（初期上2段） （1）本变——1＃ 28000kW （2）本变——2＃ 30000kW 35kV母线2段（初期上2段） （1）本变——1＃ 9500kW （2）本变——2＃ 9200kW 10kV母线3段（初期上2段） （1）本变——1＃ 36500kW （2）本变——2＃ 33000kW （3）备用1段。 八、出线回路：
110kV出线6回（初期上2回） （1）本变——1＃ 28000kW （2）本变——2＃ 30000kW （3）备用4回。
35kV出线4回（初期上4回） （1）本变——1＃ 5000kW （2）本变——2＃ 4500kW （3）本变——3＃ 5000kW （4）本变——4＃ 4200kW
10kV出线36回（初期上24回） （1）本变——1＃ 4200kW （2）本变——2＃ 5000kW （3）本变——3＃ 3000kW （4）本变——4＃ 800kW （5）本变——5＃ 3500kW （6）本变——6＃ 4000kW （7）本变——7＃ 5000kW （8）本变——8＃ 3000kW （9）本变——9＃ 700kW （10）本变——10＃ 1800kW （11）本变——11＃ 3000kW （12）本变——12＃ 2500kW （13）本变——13＃ 4500kW （14）本变——14＃ 4000kW （15）本变——15＃ 3000kW （16）本变——16＃ 2000kW （17）本变——17＃ 3200kW （18）本变——18＃ 600kW （19）本变——19＃ 500kW （20）本变——20＃ 2200kW （21）本变——21＃ 4000kW （22）本变——22＃ 3200kW （23）本变——23＃ 3000kW （24）本变——24＃ 2800kW （25）备用12回。
第四节 短路电流计算及设备选择
一、短路电流及负荷电流计算
用于设备选择的短路电流是按照变电所最终规模：三台50MVA主变压器及110kV远景系统阻抗，考虑三台主变并列运行的方式进行计算的。计算结果如下。 表1 变压器短路阻抗标幺值
电压等级（kV） 110 35 10 符号 短路阻抗标幺值 表2 主变压器额定电流值
XIJ* 0.3410 XⅡJ* 0 XⅢJ* 0.1980 电压等级（kV） 额定电流（A） 110 173.57 35 496 10 1735.7 表3 清河变电站短路计算表
110kV母线2010年规划短路阻抗值：0.0335， 短路电压：UdⅠ-Ⅱ=10.5% 零序短路阻抗值：0.0136， UdⅠ-Ⅲ=17% 额定电压：110±831.25%/38.5±232.5%/10.5kV UdⅡ-Ⅲ=6% 额定容量：31.5MVA 容量比：100%.100%.100% 接线组别：YN，yn0.d11 表4 清河变电站短路电流计算结果表（远期10kV、35kV并列运行）
短短路路 点 短路点 短路点 平均电压（kV） 115 基准 电流（KA） 0.502 类编号 位置 型 三相 短路 d1 110kV母线 35kV母线 10kV母线 110kV母线 短路电流周期分量起始有效值 1.2 短路电流冲短路电流最大击值（KA） 有效值（KA） 38.211 14.985 d2 d3 37 10.5 115 1.56 5.5 0.502 2.24 9.33 1.7 30.398 46.2111 6.9564 7.628 18.122 2.728 单相 短路 d1 二、设备的选择与校验
结合以往110kV变电所设计及运行情况，本次选用110kV及10kV开关开断电流采用
31.5kA，35kV选用25 kA。并依次对设备进行了选择和校验。
1、断路器型式的选择
除需满足各项技术条件和环境条件外，还应考虑便于安装调试和运行维护，并经技术经济比较后才能确定。 断路器的选择及校验条件如下：