某110kv区域变电所电气部分初步设计.doc

毕 业 设 计 (论 文)

电气与电子工程 系（院）

毕业设计（论文）题目 某110KV区域变电所电气部分初步设计

学生姓名

班 级

学 号

指导教师

毕业设计（论文）任务书
一、毕业设计(论文)题目：
某110kV区域变电所电气部分初步设计
二、毕业设计(论文)使用的原始资料(数据)及设计技术要求：

1、根据电力系统规划需新建一座110kV区域变电所。该所建成后与110kV电网相连，并供给近区用户。该变电站主要用于丰水季节区域小水电电力外送主网。（小部分就地消化外）
2、工程远期（最终）建设规模为：（主接线远期部分为虚线）
1）主变压器1×31.5MVA +1×31.5MVA。
2）电压等级采用110KV/35KV/10KV。
3）110kV出线2回。 4）35kV出线8回。
5）10kV出线14回。 6）不考虑无功补偿。
3、工程本期建设规模为：（主接线为实线）
1）主变压器1×31.5MVA。
2）110kV出线1回；
3）35kV线路6回，其中3回专线由用户出资建设；
4）10kV线路7回，其中3回专线由用户出资建设；
5）110kV出线取最大负荷利用小时数为Tzd=4500h；
6）水电站上网负荷数据附表
4、 设计水平年
设计水平年为2006年，现状为2007年，远景水平年为2012年。
5、设计范围
1）所区总平面及所外150米以内的进所道路；
2）所内各级电压配电装置和主变压器的一、二次接线，继电保护和远动装置。
6、系统阻抗：110kV侧电源容量为1000MVA，归算至本所110kV母线侧阻抗为0.32。{S1=100MVA}
7、该地区历年最高温度为39.5℃，历年最低温度为-9.5℃，年平均气温16.2℃，最高内涝水位2.3米。
8、该变电所位于镇郊，地势平坦，交通便利，无环境污染。

三、毕 业 设计(论文)工作内容及完成时间：
1、主接线设计： (2.5周)
分析原始资料，根据任务书的要求拟出各级电压母线的接线方式，
选择变压器型式及接线方式，通过技术经济比较选择主接线最优方案
2、短路电流计算：（1周）
根据所确定的主接线方案，选择适当的计算短路点计算短路电流并
列表表示出短路电流的计算结果
3、主要电气设备选择（1.5周）
4、所用电设计（0.5周）
1）根据要求计算所用电负荷
2）选择所用变压器型式、台数及容量
3）设计所用电接线
5、主变保护配置（0.5周）
6、编制设计成果（1周）
1）编制设计说明书
2）编制设计计算书
3）绘制变电站主接线图纸1张（A2图纸）
4）绘制主变三侧交流（电流、电压）回路展开图3张（A2图纸）
5）绘制主变三侧保护、控制回路展开图1张（A2图纸）
6）绘制110kV、35kV、10kV出线保护、控制回路展开图3张（A2图纸）
7）绘制10kV配电装置配置图1张（A2图纸）
四、主 要参考资料：
1、《电力工程设计手册》第一册、第二册 上海科技出版社
2、《发电厂电气部分》华中工学院 范锡普
3、《短路电流实用计算》中国电力出版社 李瑞荣
4、《电气工程专业毕业设计指南 电力系统分册》中国水利电力出版社 陈跃
5、《电气工程专业毕业设计指南 继电保护分册》中国水利电力出版社 韩笑

日期：自2008年4月1 日至2008年10月10日

指导教师： 华

助理指导教师(并指出所负责的部分)：

教研室： 电气工程 教研室主任：

某区水电上网负荷预测表
单位:kW(负荷) 万kWH(电量)
上网负荷/年份
2005年
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
2012年
2015年
35kV
营盘圩线
0
0
2600
2600
2600
2600
2600
2600
35kV
兴水岭线
6500
6500
6500
6500
6500
6500
6500
6500
35kV
上湾线
2460
2460
2460
2460
2460
2460
2460
2460
35kV
利民线
0
0
3400
3400
3400
3400
3400
3400
35kV
立新线
0
0
0
0
0
0
2000
2000
35kV
燕子崖线
0
0
0
0
0
4000
4000
4000
10kV
阡陌线
1050
1050
1050
1050
1050
1050
1050
1050
10kV
双山线
2900
2900
2900
2900
2900
2900
2900
2900
10kV
营盘圩线
1700
1700
1700
1700
1700
1700
1700
1700
10kV
滁洲线
0
0
1590
1590
1590
1590
1590
1590
10kV
清秀线
0
0
0
1000
1000
1000
1000
1000
10kV
川桃线
0
0
0
0
1200
1200
1200
1200
10kV
营盘乡线
0
0
3000
3000
3000
3000
3000
3000
35kV
河下线
0
0
18000
18000
18000
18000
18000
18000
装机容量合计
14610
14610
43200
44200
45400
49400
51400
51400
上网容量合计
11688
11688
34560
35360
36320
39520
41120
41120
上网电量合计
5662
5662
16636
17016
17454
19086
19838
19838
某区水电上网
负荷预测表
单位:kW
10kV上网容量
5650
5650
10240
11240
12440
12440
12440
12440
35kV上网容量
8960
8960
32960
32960
32960
36960
38960
38960
装机容量合计
14610
14610
43200
44200
45400
49400
51400
51400
上网容量合计
11688
11688
34560
35360
36320
39520
41120
41120
用电负荷
151
181.2
217.4
260.9
313.1
375.7
450.9
541.1
变电容量合计
11537
11507
34343
35099
36007
39144
40669
40579
计算容载比
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
需110kV变电容量(kVA)
16152
16110
48080
49139
50410
54802
56937
56811
已有110kV变电容量(kVA)
0
0
40000
40000
40000
40000
80000
80000
应增110kV变电容量(kVA)
16152
16110
8080
9139
10410
14802
－23063
－23189
实增110kV变电容量(kVA)
0
0
40000
0
0
0
40000
0
实际容载比
0
0
1.165
1.14
1.111
1.022
1.967
1.971

目 录

摘 要 9
第一章 主变压器选型 11
1.1 概述 11
1.2 主变台数的选择 11
1.3 主变压器容量的确定 11
1.3.1 110KV侧负荷 12
1.3.2 35KV侧负荷 12
1.3.3 10KV侧负荷 12
1.3.4 上网容量计算 13
1.3.5 主变压器容量的确定 13
2.4 主变压器形式的选择 13
2.4.1主变相数的选择 13
2.4.2绕组的选择 14
2.4.3主变调压方式的选择 15
2.4.4连接组别的选择 15
2.4.5容量比的选择 15
2.4.6主变冷却方式的选择 15
第二章 电气主接线的选择 17
2.1概述 17
2.2各种主接线接线方式的特点 18
2.2.1单母线接线 18
2.2.2 单母线分段接线 18
2.2.3 单母分段带旁路母线 18
2.2.4 桥型接线 18
2.2.5 角形接线 19
2.2.6 一台半断路器接线 19
2.2.7 双母线接线 19
2.2.8 双母线分段接线 20
2.3　主接线接线方式选择 20
2.3.1 110kV侧主接线方式选择 20
第三章 短路电流计算目的、条件及一般规定 22
3.1 短路电流计算的目的和条件 22
3.1.1 短路电流计算的目的 22
3.1.2短路电流计算条件 22
3.1 一般规定 22
3.2短路电流计算 23
3.2.1 线路阻抗计算 23
3.2.2变压器阻抗计算 24
3.2.3 系统网络图 24

3.2.4 110KV侧母线短路计算 25
3.2.5 35KV侧母线短路计算 28
3.2.6 10KV母线短路计算 30
第四章 电气设备的选择 32
4.1 导体和电气设备选择的一般条件 33
4.1.1一般原则 33
4.1.2技术条件 33
4.1.3 环境条件 34
4.2　断路器的选择 34
4.2.1 110KV侧断路器 35
4.2.2 35KV侧断路器 36
4.3 隔离开关的选择 37
4.3.1 110KV隔离开关的选择 38
4.3.2 35KV侧隔离开关 39
4.4　高压熔断器的选择 39
4.5 互感器的选择 40
4.5.1 互感器的作用 40
4.5.2 电流互感器的特点 40
4.5.3 电压互感器的特点 40
4.5.4 电流互感器的选择 41
4.5.4.1 110KV侧 42
4.5.4.2 35kV侧 43
4.5.5 电压互感器的选择 43
4.5.5.1 110KV侧电压互感器 44
4.5.5.2 35KV侧电压互感器 44
4.5.5.3 10KV侧电压互感器 44
4.6 所用变压器的选择 44
4.7 母线的选择 45
4.7.1 110KV侧母线 45
4.7.2 35KV侧母线 46
4.7.3 10KV侧母线 46
4.8 10KV高压开关柜的选择 47
4.8.1 进线回路开关柜的选择 47
4.8.1.1 断路器的选择 47
4.8.1.2隔离开关的选择 48
4.8.1.3电流互感器的选择 49
4.8.1.4 10KV侧电压互感器 49
4.8.2 出线回路开关柜的选择 49
第五章 主变压器的保护 50
5.1 主变压器的主保护 51
5.1.1 瓦斯保护 51
5.1.2 差动保护 51
5.1.3 主变压器的后备保护 52
5.1.4 主变压器的过负荷保护 52
5.2 主变压器主保护的整定计算 52
5.2.1 差动保护计算 52
第六章 变电站的接地设计 55
6.1 变电站接地装置的设计原则 55
6.2 接地设计一般程序 57
6.3 变电站的接地装置 57
附 图 60
结 语 61
参考资料 62
致 谢 63

摘 要
本次设计的课题是一个110KV变电站初步电气设计，该站建成后与110KV电网相连，具有110KV、35KV、10KV等三个电压等级，35KV、10KV线路以接受区域小水电电力为主，区域小水电电力大部分向110KV主网输送，小部分就地消化。
本站位于镇郊，地势平坦，交通便利，无环境污染，站址工程地质良好。
由于该站主要用于丰水季节区域小水电电力外送主网，停电对小水电电力生产及整个电力系统的稳定运行造成重大影响，因此，本次设计的变电站主变采用一台SFSZ10-31500/110KV型三绕组有载调压变压器，容量比为100/100/100，两台互为备用，即使有一台主变停电后，也可由另一台主变带全部外送电力的70%以上，提高了供电的可靠性。远期设计的变电站主变采用两台SFSZ10-31500/110KV型三绕组有载调压变压器，容量比为100/100/100，两台互为备用。
110KV侧主接线最后采用单母线接线，35KV侧采用单母线分段接线， 10KV侧也采用单母线分段接线。
工程本期建设，110KV出线1回，预留1回110KV出线位置。35KV电源进线5回，分别为营盘圩线、兴水岭线、上湾线、利民线、河下线。预留2回35KV电源进线位置，即：立新线、燕子崖线。10KV电源进线5回，分别为阡陌线、双山线、营盘圩线、滁洲线、营盘乡线。预留2回10KV电源进线位置，即：清秀线、川桃线。10KV负荷出线2回。35KV、10KV线路侧电源进线及负荷出线将大致均匀地分布于各分段母线上。
10KV侧装设两台站用变压器，分别接于两分段母线上，平时两台站用变压器分列运行，当一台站用变出现故障，分段断路器由自投装置动作合闸，实现备用。由于本站35KV、10KV线路所接的机组大部分为同步电机，具有调相功能，故不考虑无功补偿问题。
本变电站配电装置采用普通中型配电装置，110KV及35KV采用断路器单列布置，将隔离开关放置母线下，使其与另一组隔离开关电器距离增大，缩短配电装置的纵向距离。
主变中性点及出线均装设避雷器，中性点经隔离开关直接接地，并装设有两段零序保护及放电间隙保护。
本变电站110KV配电装置（朝向），35KV配电装置（朝向），主变位于于二者之间，其间有行车大道，环形小道，电缆沟盖板作为巡视小道。110KV配电装置有 间隔，35KV配电装置有 间隔。

本次设计论文是以我国现行的各有关规范、规程和技术标准为依据。此设计是一个初步设计，主要根据任务书提供的原始资料，参照有关资料及书籍，对各种方案进行比较而得出的。

第一章 主变压器选型
1.1 概述
变压器是变电所中的主要电器设备之一，它的主要作用是变换电压以利于功率的传输，电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高经济效益，达到远距离送电的目的。而降压变压器则将高电压降低为用户所需的各级低电压，以满足用户的需要。主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。因此，主变的选择除依据基础资料外，还取决于输送功率的大小，与系统的紧密程度，同时兼顾负荷的增长速度等方面，并根据电力系统5—10年发展规划，综合分析，合理选择，否则，将造成经济技术上的不合理。如主变容量选择得过大，台数过多，不仅增加投资，扩大占地面积，而且会增加损耗，给运行和检修带来不便。设备亦未能充分发挥效益。若容量选择得过小，可能使变压器长期在过负荷中运行，影响变压器的使用寿命,同时还限制了变电所负荷的需要，显然技术上是不合理的。在生产上电力变压器有制成单相，三相，双绕组，三绕组，自耦，分裂变压器等。在选择变压器时，要根据原始资料和所设计的变电站的自身特点，在满足变压器可靠性的前提下，充分考虑到经济性来选择主变压器。
1.2 主变台数的选择
由原始资料可知，我们本次设计的变电站是一个位于镇郊区的110kV升压变电站，主要是接受35kV和10kV线路的电能，通过主变向110kV电网输送，是一个较为重要的区域性升压变电站。由于35KV、10KV进线回路多，汇聚到变电站的容量大，停电后对小水电电力生产及整个电力系统的稳定运行造成重大影响。因此，选择主变台数时，要确保供电的可靠性。
为了提高供电的可靠性，防止因一台主变故障或检修时影响整个变电站的供电，变电站中一般装设两台主变压器，互为备用，可以避免因主变检修或故障而造成对用户的停电。若变电站装设三台主变，虽然供电可靠性有所提高，但是投资较大，接线网络较复杂，增大了占地面积和配电设备及继电保护的复杂性，并带来维护和倒闸操作的许多复杂化，并且会造成中压侧短路容量过大，不宜选用轻型设备。考虑到两台主变同时发生故障的几率较小，适合远期小水电电力供应的增长和扩建的需要，而当一台主变压器故障或检修时由另一台主变压器可输送全部小水电电力的65%以上（远期为55%以上），能保证正常供电，故可选择两台主变压器。
1.3 主变压器容量的确定

主变压器容量一般按变电所建成后5—10年规划负荷选择，该变电站近期和远期负荷都已给定，所以，应接近近期和远期总负荷来选择主变容量。根据变电站所带负荷的性质和电网的结构来确定主变压器的容量，对于有重要负荷的变电站应考虑当一台主变压器停用时，其余变压器容量在计及过负荷能力的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷，对一般性变电站当一台主变压器停用时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70—80%。该变电所的主变压器是按全部负荷的70%来选择，因此装设两台变压器后的总的容量Se=2×0.7×Pm=1.4Pm。当一台变压器停运时,可保证对70%负荷的供电。考虑到变压器的事故过负荷能力为40%，则可保证98%负荷供电。该区域小水电电力经变电站35kV和10KV侧进线引进，经高压侧110kV母线外送至主网，因此，主变压器的容量为Se=0.7（S35+S10-S近区负荷）。（S35+S10为考虑了上网同时率后３５kＶ、１０kＶ侧的总的上网变电容量，S近区负荷为近区用电负荷与计算容载比的积）。
1.3.1 110KV侧负荷
110KV侧电源容量为1000MVA
1.3.2 35KV侧负荷
2007年投入水电装机容量：
营盘圩进线：P1=2600KW
兴水岭进线: P2=6500KW
上湾 进线: P3=2460KW
利民 进线: P4=3400KW
河下 进线: P5=18000KW
2012年投入水电装机容量：
立新 进线: P6=2000KW
燕子崖进线: P7=4000KW
1.3.3 10KV侧负荷
2007年投入水电装机容量：
阡陌 进线：P8=1050KW
双山 进线: P9=2900KW
营盘圩进线: P10=1700KW
滁洲 进线: P11=1590KW
营盘乡进线: P12=3000KW
2012年投入装机容量：

清秀 进线: P13=1000KW
川桃 进线: P14=1200KW
1.3.4 上网容量计算
2007年用电负荷217.4KW,2008年用电负荷增至450.9KW（该部分用电负荷不经过主变）。
上网同时率取值为0.8，则2007年水电上网总容量为：
P2007∑= (P1 +P2 +P3 +P4 +P5 +P6 + P8 +P9 +P10 +P11 +P12)×0.8-217.4
=(2600+6500+2460+3400+18000+1050+2900+1700+1590+3000)×0.8-217.4
=34.3426(MW)
2012年水电上网总容量为：
P2012∑= (P1 +P2 +P3 +P4 +P5 +P6+P7 + P8 +P9 +P10 +P11 +P12+P13+P14)×0.8-217.4
=(2600+6500+2460+3400+18000+2000+4000+1050+2900+1700+1590+3000+1000+1200)×0.8-450.9=40.669(MW)
1.3.5 主变压器容量的确定
主变容量按35KV、10KV侧总的上网容量的70%来选择,计算容载比取值为1.4:
1) 本期 S= P2007∑×1.4×0.7=34.3426×1.4×0.7=33.656(MVA)
故本期主变容量为31500KVA。
2) 远期 S= P2012∑×1.4×0.7=40.669×1.4×0.7=39.856(MVA)
故远期主变容量为40000KVA。
考虑到远期两台主变同时投入运行的时间较多，仅在故障或检修时一台主变运行，可输送全部负荷的55%，而主变的故障率是很低的，主变检修时间可合理安排在平水或枯水季节，故侧重于经济上节省投资的原则，最后确定主变压器的容量为31500KVA。
2.4 主变压器形式的选择
2.4.1主变相数的选择
主变压器采用三相或单相，主要考虑变压器的制造条件，可靠性要求及运输条件等因素，尤其是大型变压器需要考虑其运输可能性，确保运输尺寸不超过隧洞、涵洞、桥洞的允许通过限额，运输重量不超过桥梁、车辆、船舶等运输工具的允许承载能力，当不受运输条件限制时，在330KV及以下的变电所均应选用三相变压器。
本次设计变电站是一个110KV升压变电站，位于镇郊，交通便利，不受运输条件限制，故可选三相变压器。选三相变压器相对于单相变压器而言，不仅减少了土地占用面积，而且投资小，占地少，运行损耗小，同时配电装置以及继电保护和二次接线比较简单，减少了维护及倒闸操作的工作量。

综上所述，本次设计的主变压器相数确定为三相。
2.4.2绕组的选择
在具有三种电压等级的变电站中，如通过变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器采用三绕组变压器，因为一台三绕组变压器的价格及所用的控制电器和辅助设备，比相对应的两台双绕组变压器的少。本次设计的变电站具有三种电压等级，中、低压侧上网容量均为主变压器的15%以上，考虑到运行维护和操作的工作量，及占地面积等因素，因此，选择三相三绕组变压器。
在生产及制造中三绕组变压器有自耦变压器、分裂变压器以及普通三绕组变压器。自耦变压器与同容量的普通变压器相比具有很多优点，阻抗小，对改善系统稳定性有一定作用，但也存在一些缺点。由于自耦变压器公共绕组的容量最大只能等于电磁容量，因此在某此运行方式下，自耦变压器的传输容量不能充分利用，而在另外一些运行方式下，又会发现过负荷，由于自耦变压器高、中压绕组的自耦联系，其阻抗比普通变压器小，它的中性点要直接接地，所以使单相和三相短路电流急剧增加，有时单相短路电流会超过三相短路电流，造成选择高压电气设备的困难和对通讯线路的危险干扰。同时，自耦变压器零序保护的装设与普通变压器不同。自耦变压器的高、中压两侧的零序电流保护，应接于各侧套管电流互感器组成的零序电流过流器上，并根据选择性的要求装设方向元件。自耦变压器中的冲击过电压比普通变压器要严重得多，其原因是高、中压绕组有电的联系，高压侧出现的过电压波能直接传到中压侧。另一个原因是从高压侧绕组上进入的冲击波加在自耦变压器的串联绕组上，而串联绕组的匝数通常比公共绕组的匝数少得多，因此在公共绕组中感应出来的过电压大大超过侵入波幅值普通变压器，当一次电压波动时，为了得到稳定的二次电压，一次绕组匝数作相应调整，以维持每匝电势不变，以及维护铁芯磁通密度不变，如高压侧电压升高则应增加高压绕组，而中性点调压的自耦变压器则要减少匝数，亦维持二次电压不变，这就导致每匝电势增加，亦即导致铁芯更加饱和。当中、低压侧负荷都较大时，不宜采用自耦变压器。
分裂变压器约比同容量的普通变压器贵20%。分裂变压器虽然它的短路阻抗较大，当低压侧绕组产生接地故障时，很大的电流向一侧绕组流去，铁芯中失去磁势平衡，在轴向上产生巨大的短路机械应力，在分裂变压器中对两端低压母线供电时，如果两端负荷不相等，两端母线上的电压也不相等，损耗也应增大。
普通三绕组变压器价格在自耦变压器和分裂变压器之间，安装以及调试灵活，满足各
种继电保护的要求，又能满足调度的灵活性，它还分为无激磁调压和有载调压两种，这样它能满足各个系统中的电压波动，它的供电可靠性也高。
综上分析，本次设计的变电所选择普通三绕组变压器。
2.4.3主变调压方式的选择
主变压器的电压调整是用分接开关切换变压器的分接头，从而改变变压器变比来实现的。切换方式有两种：一是不带电切换，称为无激磁调压，调整范围常在±5%以内，二是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%。本次设计的变压器采用有载调压方式。
2.4.4连接组别的选择
变压器绕组的连接方式和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Y和Δ。我国110KV及以上电压，变压器绕组都采用Y连接，35KV电压采用Y连接，其中中性点多通过消弧线圈接地。
10KV 电压如采用Y连接，虽有利于并网时相位一致，而且零序阻抗较大，对限制单相短路电流有利，也便于接入消弧线圈，但是由于Y连接三次谐波无通路，因此将引起正弦波电压的畸变，并对通讯设备产生干扰，继电保护整定的准确度和灵敏度均受影响。如果影响较大，还必须综合考虑系统发展才能选用。采用Δ接线可以消除三次谐波的影响。
故本次变电站设计的三个电压等级分别为：110KV、35KV和10KV，所以选用主变的接线组别为YN，yn0，d11。
2.4.5容量比的选择
根据原始资料计算可知，35KV和10KV侧上网容量都比较大，所以容量比选择为100/100/100。
2.4.6主变冷却方式的选择
主变压器一般采用冷却方式有自然风冷却、油浸风冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。
小容量变压器一般采用自然风冷却。大容量变压器一般采用油浸风冷、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。在水源充足，且占地面积紧张的情况下，大容量变压器也有采用强迫油循环水冷却方式。强迫油循环水冷却方式散热效率高，节约材料，减少变压器本体尺寸，其缺点是这种冷却方式增加了一套水冷却系统和有关附件，冷却器的密封性能要求高，维护工作量大。
本次设计的变电站位于镇郊，对占地要求不高，主变冷却方式采用油浸风冷却。
综上所述，故选择主变型号SFSZ10-31500/110型三相三绕组有载调压变压器，其参数如下：

额定电压：高压：110±8×1.25%KV
中压: 35KV
低压:10.5KV
阻抗电压:高-中:17.50% 高-低:10.50% 中-低:6.50%
容量比为:100/100/100
连接组别: YN，yn0，d11

第二章 电气主接线的选择
2.1概述
电气主接线是变电站电气设计的首要部分，也是构成电力系统的重要环节。主接线的确定对电力系统整体及变电站本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择，配电装置布置，继电保护和控制方式的拟订有较大影响。因此，必须正确处理好各方面的关系，全面分析有关影响，通过技术经济比较，合理确定主接线。在选择电气主接线时，应以下列各点作为设计依据：变电所在电力系统中的地位和作用，负荷大小和重要性等条件确定，并且满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。
一、可靠性是电力生产和分配的首要要求。主接线首先应满足这个要求。主接线可靠性的具体要求：
1、断路器检修时，不宜影响对系统的供电。
2、断路器或母线故障以及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要保证对一级负荷及全部或部分二级负荷的供电。
3、尽量避免发电厂，变电所全部停运。
二、灵活性。主接线应满足在调度、检修及扩建时的灵活性。
１、调度时，应可以灵活地投入和切除变压器和线路，调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式以及特殊运行方式下的系统调度要求。
２、检修时，可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修而不致影响电力网的运行和对用户的供电。
３、扩建时，可以容易地从初期接线过度到最终接线，在不影响连续供电或停电时间最短的情况下投入新设备并且对一次和二次部分的改建工作量最少。
三、经济性
　　主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下，做到经济合理。
１、投资省
①主接线应力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备。
②要能使继电保护和二次回路不过于复杂，以节省二次设备控制电缆。
③要能限制短路电流、以便于选择价廉的电气设备或轻型电缆。
④如能满足系统安全运行及继电保护要求，110KV及以下终端或分支变电所可采用简
单电器。
２、占地面积小，主接线设计要为配电装置布置创造条件，尽量使占地面积减少。
３、电能损失少，经济合理地选择主变压器的种类（比如绕组、三绕组、自耦变压器），容量、数量，要避免两次变压而增加电能损失。
2.2各种主接线接线方式的特点
　电气主接线是根据电力系统和变电站具体条件确定的，它以电源和出线为主体，在进出线较多时（一般超出4回），为便于电能的汇集和分配，常设置母线作为中间环节，使接线简单清晰，运行方便，有利于安装和扩建。本次所设计的变电所110kV出线有2回，35kV进出线有7回，10kV进出线有9回，所以采用有母线的连接。
2.2.1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（母线或母线隔离开关等）故障时检修，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母线的供电。
适用范围：６～１０kＶ配电装置的出线回路数不超过５回；３５～６３kＶ配电装置出线回路数不超过３回；１１０～２２０kＶ配电装置的出线回路数不超过２回。
2.2.2 单母线分段接线
优点：用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，两段母线可看成是两个独立电源，提高了供电的可靠性，可对重要用户供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线继续工作。
缺点：当一段母线故障或检修时，必须断开接在该段母线上的所有支路，使之停止工作。当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。扩建时需向两个方向均衡扩建。
适用范围：１）６～１０kＶ配电装置出线回路数为６回及以上时；
2）35kV配电装置出线回路数为4~8回时；
3）110~220kV配电装置出线回路数为3~4回时。
2.2.3 单母分段带旁路母线
这种接线方式在进出线不多，容量不大的中小型电压等级为35~110kV的变电所较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。
2.2.4 桥型接线
１、内桥形接线
优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。

缺点：变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；桥连断路器检修时，两个回路需解列运行；出线断路器检修时，线路需较长时期停运。
适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电所并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高的情况。
２、外桥形接线
优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。
缺点：线路的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，并有一台　　　　　　　　　　　变压器暂时停运。高压侧断路器检修时，变压器较长时期停运。
适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电所并且变压器的切换较频繁或线路较短，故障率较少的情况。
2.2.5 角形接线
优点：投资省，平均每回路只需装设一台断路器。设有汇流母线，在接线的任一段上发生故障，只需切除这一段及与其相连接的元件，对系统运行的影响小。接线成闭合环形，在闭环运行时，可靠性、灵活性较高，每回路由两台断路器供电，任一台断路器检修，不需中断供电，也不需旁路设施，隔离开关只作为检修时隔离之用，以减少误操作可能性。占地面积小。
缺点：任一台断路器检修，都成开环运行，从而降低了接线的可靠性。因此，断路器数量不能多，即进出线回路数要受到限制。每一进出线回路都连接着两台断路器，每一台断路器又连接两个回路，从而使继电保护和控制回路较单、双母线接线复杂。
适用范围：适用于最终进出线为3~5回的110kV及以上配电装置。不宜用于有再扩建可能的发电厂变电所中。
2.2.6 一台半断路器接线
有高度可靠性，每一回路由两台断路器供电，发生母线故障时，只跳开与此母线相连的所有断路器，任何回路不停电。在事故与检修相重合情况下的停电回路不会多于两回；运行调度灵活，操作检修方便，隔离开关仅作检修时用，避免了将隔离开关作操作时的倒闸操作。检修任一断路器或母线时，回路不需要切换。由于一个回路连接着两台断路器，一台中间断路器连接着两个回路，使继电保护及二次回路复杂，投资较大。这种接线方式一般用于进出线数在6回及以上的超高压配电装置中。
2.2.7 双母线接线
优点：1、供电可靠。通过两组母线隔离开关的倒闸操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断：一组母线故障时，能迅速恢复供电：检修任一回路的母线隔离开关，只
停该回路。2、调度灵活。各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。3、扩建方便。向双母线的左右任何的一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。4、便于试验。当个别回路需要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。
缺点：1、增加一组母线和使每回线路需要增加一组母线隔离开关。2、当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。为了避免隔离开关误操作，需要隔离开关和断路器之间装设连锁装置。
适用范围：6~10kV配电装置，当短路电流较大，出线需要带电抗器；35KV配电装电装置，当出线回路超过8回时，或连接的电源较多、负荷较大时；110~220kV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110~220kV配电装置在系统中占重要地位，出线回路数为4回及以上时。
2.2.8 双母线分段接线
双母线分段可以分段运行，系统构成方式的自由度大，两个元件可完全分别接到不同的母线上，对大容量且相互联系的系统是有利的。由于这种母线接线方式是常用传统技术的一种延伸，因此在继电保护方式和操作运行方面都不会发生问题，而较容易实现分阶段的扩建优点，但容易受到母线故障的影响，断路器检修时需要停运线路。占地面积较大。一般当连接的进出线回路数在11回及以下时，母线不分段。
2.3　主接线接线方式选择
2.3.1 110kV侧主接线方式选择
一、110KV侧。110kV侧出线2回，选用单母线不分段接线。
二、35kV侧。35kV侧进出线7回（进线7回），