《地方电力网规划设计--课程设计(16页).doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《地方电力网规划设计--课程设计(16页).doc（16页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、-地方电力网规划设计-课程设计-第 16 页第一部分：总论本设计的内容为一地方电力网的规划设计。在该地方电力网内规划有1座发电厂，总的容量为84MW，电网内规划了3座变电变电站，用于将发电厂电能输送到用户负荷中心，变电站最大负荷可达到25MW。总的来说，该地方电网的规模比较小。发电厂离其最近的变电站距离约为20.8KM，需要用110KV高压线路将电厂电能送出。本电网的规划设计为近期规划，电网内的发电厂、变电站位置及负荷分布已基本确定。主要设计内容为：1. 在认为电力电量平衡的前提下，确定最优的电力网及各发电厂、变电站的接线方式；2. 确定系统内电力线路及变电站主设备的型号、参数及运行特征；3.
2、 计算电力网潮流分布，确定系统运行方式及适当的调压方式；4. 进行物资统计和运行特性数据计算。第二部分：电网电压等级的确定原始材料：发电厂 装机容量：230+212MW 功率因数： 额定电压：10.5KV电网负荷：最大负荷（MVA） 最小负荷（MVA）Tmax (h) 调压要求 二次电压(KV) 8+j6 5000 常调压 10用S1S4表示 15+j11 5800 常调压 10 12+j9 3500 常调压 10机端负荷：|8+j4| =10 6+j4 4700 逆调压 10电网电压等级的选取主要是根据电网中电源和负荷的容量及其布局，按输送容量及输送距离，根据设计手册选择适当的电压等级，同一
3、地方、同一电力网内，应尽量简化电压等级。查阅资料3P34表2-1可知各电压级架空线路输送能力如下：1.10kv电压级：输送容量0.22MVA；输送距离620KM2.35kv电压级：输送容量215MVA；输送距离2050KM3.110kv电压级：输送容量1050MVA；输送距离50150KM本地方电力网发电厂容量较小，输电距离范围为50150KM，除变电站2最大负荷比重稍微较大于25MW外，各厂、站负荷均在1020MW以内。综上所述，各发电厂、变电站之间输电线路均宜采用110kv电压等级。第三部分电网接线方案的初步选择根据电网的安全、经济、可靠和灵活性等要求，在初选本地方电网主接线着重考虑了以下
4、几个方面：a.变电站2重要负荷比重大，可靠性要求高，要保证2条以上110kv进线；b.发电厂应当就近向变电站送电，避免长距离输电，以降低网损率及节约有色金属；c.从系统调度及继电保护配合方面考虑，网络接线尽量简单，避免形成复杂环网，避免形成电磁环网；110kv线路检修或故障断开时，应能尽量保证电力系统的稳定运行，且不致使其他元件超过负荷的规定。一、5个初选方案5个初选方案分别见附录：图3-1、图3-2、图3-3、图3-4、图3-5。二、各厂、站35kv电压级主接线说明确定各发电厂、变电站的主接线方式，其依据是各厂、站在系统中的地位、负荷情况、出线回路数及最终规模等。主接线的确定仍应考虑保证向重
5、要负荷的可靠供电，各变电站可以设计两台主变压器。方案一：由于 发电厂和变电站进出线不多，环行，发电厂用单母线分段接线，变电站用单母线接线。方案二：变电站用桥形接线，发电厂用单母线分段接线。方案三：变电站1用桥形接线，2，3用单母线分段接线，发电厂进出线较多用双母线分段接线。方案四：发电厂用双母线分段接线，变电站3用单母线接线，变电站1，2用单母线分段接线。 方案五：变电站1用桥形接线，变电站2用单母线接线，变电站3用单母线分段接线，发电厂进出线较多采用双母线分段接线。三、电网主接线方式的初步比较拟定了可能接线方案，接下来就按照路径长度、线路长度、负荷矩及开关数等指标对各方案进行初步比较。1、路
6、径长度（L1）：路径弯曲系数取1.05，l为线路地理距离长度，则：L1=1.05*1方案一：L1=1.05*（20.8+28.0+16.8+32.8）=103.32（KM）；方案二：L1=1.05*（20.8+39.2+32.8）=97.44 (KM)；方案三：L1=1.05*（20.8+39.2+16.8+32.8）=115.08（KM）；方案四：L1=1.05*（20.8+28.0+39.2+32.8）=126.84（KM）；方案五：L1=1.05*（20.8+32.8+16.8）=73.92（KM）；2、线路总长度（L2）：路径弯曲系数取1.05，1为线路长度（双回线路乘2），则L2=1
7、.05*1方案一：L2=1.05*（20.8+28.0+16.8+32.8）=103.32（KM）；方案二：L2=1.05*（20.8+39.2+32.8）=97.44 (KM);方案三：L2=1.05*（20.8+39.2+16.8+32.8）=115.08（KM）；方案四：L22）=161.28（KM）;方案五：L22)=126.00（KM）；3、总负荷矩（P1）：总负荷矩是线路上通过的有功功率与输送距离的乘积。全网总负荷距等于各线段负荷距之和。它反映了电网有色金属消耗量，也部分反映网络的电压损耗和功率损耗。对环网，可按线路段长度和负荷功率求出各线路段功率初分布，再计算其负荷矩。环网：P=
8、PiLi/L式中：P：电源送出功率，MW Li：i点到对侧电源总线路长度，KMPi：i点负荷功率，MW L：环网线路段总长度，KM（1）方案一：见图3-6L=98.4 L1=77.6 L2=49.6 L3=32.8 P=PA1 =（1097.6+2549.6+18P12=PA1P1=16.5 P23=P12P2=8.5 P34=P23P3总负荷矩：PL（2）方案二：见图3-7abc总负荷矩：PL=1020.8+2539.2+18（3）方案三：见图3-8abAA=88.8 L2=16.8+32.8=49.6 L3P=PA2=（2549.6+18P23=PA2P2=20.625=4.4 P3A=P
9、23P3总负荷矩：PL=10（4）方案四，见图3-9abAA =20.8+28.0+39.2=88km L1=28+39.2=67.2km L2=39.2km PA1=(1067.2+25 39.2)/ 88=18.8 km P12=P A110 =18.810=8.8km P2A= P12总负荷矩：PL39.2+18（5）方案五，见图3-10ab PA3=18+25=43 P32=25 总负荷矩PL=1020.8+4332.8+254、总高压开关数（K）：双母线分段主接线：K=N+1， 单母线分段主接线：K=N+1，桥形接线：K=N1， 无备用终端变电站：K=NK：各变电站高压开关数（含发电
10、厂高压开关）N：元件数（一条出线或一台变压器为一个元件）根据前面的各厂、站110kv电压级主接线说明可以统计出总高压开关数（K）。计算如下：方案一：变电站（单母线接线）：变电站的电压元件均为4（两台变压器与两条出线公式） K=2+2（变压器）+1（单母线分段）+2（变压器）3+23=17故K=17方案二：发电厂用单母线分段接线，变电站用桥形接线。 K=3+2（变压器）+1（单母线分段）+1+21（桥形） 3=12故K=12方案三：发电厂用双母线分段接线，变电站1用桥形，2，3用单母线分段接线。 K=3+2（变压器）+1（双母线分段）+1（母联）+1+2（变压器）1（桥形）=19故K=19方案四
11、：变电站1，2（单母线分段）变电站3（单母线接线）发电厂（双母线分段）K=4+2（变压器）+1（双母线分段）+1（母联）+2+2（变压器）+22+22（变压器）+1（单母线分段）2=22故K=22方案五：发电厂用双母线分段接线，变电站1用桥形接线，变电站2用单母线接线，变电站3用单母线分段接线K=3+2（变压器）+1（双母线分段）+1（母联）+1+2（变压器）1（桥形）+2+2（变压器）+4+2（变压器）+1（单母线分段）=20故K=20统计如下：总高压开关数（K）分别为17，12，19，22，205、方案初步比较结果。见下表3-2：表3-2：5个初选方案初步比较指标L1（KM）L2（KM）P
12、1K（台）初步比较结论方案一17指标相对较差方案二12各项指标相对较好方案三19指标相对较优方案四22指标较差，淘汰方案五20各指标相对较差综合以上的比较，“方案二、三”各项指标较优，“方案一、方案四和五”总负荷矩较小，各指标也较差，方案淘汰。初步比较后，选定方案二、三接着将对这两个方案进一步比较。第四部分：电网主接线方案的详细比较和确定对筛选出来的方案还要进行进一步的技术经济比临界状态，包括最大电压损耗、电能损耗及总投资、年运行费用等的比较，确定最佳的接线方案。1、正常情况下的最大电压损耗：对所选方案二、三按各厂、站负荷最大值确定电网的有功功率和无功功率初分布，由经济电流密度选择导线截面积，
13、并进行导线的发热与允许最小截面积的校验，确定各线路段的R、X值，再进行功率分布及电压损耗计算，最终确定各方案最大电压损耗。各变电负荷、发电厂送出功率为（单位：MVA）：变电站1：10+J7 变电站2：25+J18 变电站3：18+J11（1）有功功率、无功功率初分布：对环网，按线路段长度计算电源送出功率，有：S=SiLi/L式中： S：电源送出功率，MVA Li：i点到对侧电源线路段总长度，KM Si：i点负荷功率，MVA L：环网线路段总长度，KM。方案二：见图3-7abc对图3-7（a）：SA1=S1=10+J7对图3-7（b）：SA2=25+J18对图3-7（c）： SA3=18+J11
14、 方案三：见图3-8ab对图4-2（a）：SA1=S1=10+J7对图4-2（b）：S3A= S23(18+J11)= 18J11=对图4-2（c）：S23=S A2 25 J18= SA2=（25+J18）*L2A +(18+ J11) * L3A / L AA （2）架空线路导线截面积的选择及线路参数按经济电流密度选用导线截面积，有：S=1000P/（1.732U*Cos *J）=1000|SS|/(1.732U*J)=14.35* |SS|式中：S：导线截面积 |SS|：导线复功率的模，Sqrt（P2+Q2），MVA2用LAi表示发电厂A与变电站i之间输电线路，Lij表示变电站i、j之间
15、输电线路，对所选导线截面积按发热及允许最小截面积校验：2，导线周围空气温度25，110kv各型导线持续容许负荷为：本地方网各35kv架空线路导线的几何均距为4.5m，线路阻抗为线路长度和乘以其线路阻抗率，既R+Jx= (r0+jx0)*1（单位：）。方案二：各输电线路导线截面积、参数及其校验如下：LA1：S=14.35*12.21=175.2，选择导线：LGJ-185截面积大于78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；查参数表：r0+jx0=0.17+J0.402，故：R+Jx=（r0+jx0LA2：S=14.35*30.81=442.1，选择LGJ-500截面积大于
16、78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数：r0+jx0=0.1+J0.350，故：R+jX=（r0+jx0LA3 ：S=14.35*21.1=302.8，选择LGJ-400截面积大于78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数：r0+jx0=0.08+J0.360，故：R+jX=（r0+jx0）*302.8=2.6+J11.8方案三：各输电线路导线截面积、参数及其校验如下：LA1：S=14.35*12.21=175.2，选择导线：LGJ-185截面积大于78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；查参数表：r0
17、+jx0=0.17+J0.402，故：R+Jx=（r0+jx0LA2：S=14.35*25.0=358.2，选择LGJ-400截面积大于78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数：r0+jx0L23：S=14.35*5.9=84.4，选择LGJ-95截面积大于78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数：r0+jx0L3A：S=14.35*27.0=386.1，选择LGJ-400截面积大于78mm2110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数：r0+jx0（3）、正常情况下的电压分布和电压损耗计算：正常情况下，根据上面
18、所选出的导线参数及各厂、站功率，对上面两个方案的潮流进行进一步计算，计算出各线路段的电压损耗值。环网功率分布讲计算时SSi Zi* /Z*式中： S：电源送出功率，MVA Zi* : i点到对侧电源总阻的抗共轭值，Si：i点负荷功率，MVA Z*：环网总阴搞共轭值，线路电压的损耗计算为：U（PiR+QiX）/Ui（kV） 其中：Pi、Qi、Ui：线路同一端的有功功率、无功功率、电压值 R、X：线路的电阻、电抗值（双回线路阻抗值应除以2）为保证用户电能质量，正常情况下，网络中电源到任一负荷点的最大电压损耗，一般不超过额定电压的10%。方案二：贝图4-1对图4-1（a）：LA1：SA1(102+7
19、2)(3.5+j8.4)/1102对图4-1（b）：LA2： SA2(252+182)(3.9+j13.7)/1102对图4-3（c）：L 3A： S3A(182+112)(2.6+j11.8)/1102计算电压损耗。UA38kvUA18.4）/1150.01 U1U1A2 U2U1A3 U21150.05=114.95 发电厂到全网电压最低点变电站2的电压损压耗为：（115114.95）/115Tn故方案三为最佳方案。第五部分 潮流分布计算与调压措施选择确定方案四为最佳方案后，将对该电力网的潮流分布情况进行计算，根据各负荷点对电压质量的要求确定合适的系统调压方案。一、各发电厂、变电站变压器选
20、择各发电厂、变电站有110KV、10KV（6.3KV）两个电压等级，各厂、站负荷较小选用。采用二相油浸风冷式铝线双绕组变压器，即SJL1型。发电厂采用发电机-变压器单元接线，变压器容量应与发电机容量配套，无法配套时，选用大一级容量的变压器。变电站变压器容量应当满足本站最大负荷的需要。选用的变压器容量及参数见表5-1。表中：电阻R=1000PKUn2/Sn2()电抗X=1000Uk%Un2/100Sn（）空载无功损耗 Qo=1%Sn/100 （Kvar ）式中：Pk:短路损耗（kVA） Un、Sn：额定电压、额定容量。Uk%：短路电压百分比 1%：空载电流百分比表5-1：变压器选择及参数表厂站编
21、号数量（台）额定容量额定电压（KV）损耗（KW）短路电压（%）空载电流（%）电阻（）电抗（）空载无功损耗（kVar）高压低压空载短路1263001105%5222160001105%110144321250001105%100A2500001155%250375二、最大负荷潮流计算1、计及变压器励磁及负载损耗后各厂、站运算负荷（计算功率）见表5-2：表5-2：最大负荷时各发电厂计算功率、变电站运算负荷厂站编号负荷/功率（MVA）视在功率（MVA）变压器总阻抗（）绕组损耗（MVA）铁芯损耗（MVA）运算负荷/计算功率（MVA）110+j7225+j18318+j11A机组84负荷8+j610变压
22、器损耗由绕组损耗、铁芯损耗两部分组成。绕组损耗：（R+JX）S2/UN2 铁芯损耗：P0+Q0式中：S为变压器中通过的视在功率变电站运算负荷为其总出线负荷与降压变压器总损耗之和发电厂计算功率为其机端送出容量与升压变压器总损耗之和2、正常情况下，功率分布及线路损耗计算（见图51）方案三：图4-1对图4-1（a）：LA1：SA122)(3.5+j8.4)/1102首端（发电厂A端）功率：SAZ*3.5+j8.4+5.3+j7.1+2.6+j11.8=11.6+j27.3Z2A5.5+j7.1+2.6+j11.8=8.1+j18.9Z3S=SA2=6)*(8.1+j18.9)+(18.13+j12.
23、12)*(2.6+j11.8)/ (11.6+j27.3) （254.53+j875.41）/(11.6+j27.3)S23= SA2S223.8+j19.4 =1.32+j0.24 S3A =S23S3=确定功率分点为变电站3。在此处将网路解开,按线路额定电压计算线路功率项耗。图4-1（b）：LA2:末端（变电站2端）功率：S3A22)(2.6+j11.8)/1102SA222)(4.5+j13.6)/352首端（发电厂A端）功率：SA2aSA2b+SA2负荷 SA322)(5.5+j7.1)/11020变电站2原点：S23+S3zuo 变电站2前b点S b24发电厂SA22)(3.5+j8
24、.4)/1102计算电压损耗。UA18.4）/1150.01 U1U1A42 U2UA3 U2U3A11.8)/114.041.67 UA发电厂到全网电压最低点变电站3的电压损压耗为：（115112.37）/1152.3%10%,电压符合要求。三、最小负荷潮流计算1、计及变压器励磁及负载损耗后各厂、站运算负荷（计算功率）见表5-3：表5-3：最小负荷时各发电厂计算功率、变电站运算负荷厂站编号负荷/功率（MVA）视在功率（MVA）变压器总阻抗（）绕组损耗（MVA）铁芯损耗（MVA）运算负荷/计算功率（MVA）18+j610215+j11312+j915A机组84负荷6+j4正常情况下，功率分布及
25、线路损耗计算（见图53）方案三：图4-3对图4-3（a）：LA1：SA122)(3.5+j8.4)/1102首端（发电厂A端）功率：SAZ*3.5+j8.4+5.3+j7.1+2.6+j11.811.6+j27.3Z2AZ3AS=SA2=(15.15+j12.42)*(8.1+j18.9)+(12.15+j10.35)*(2.6+j111.8)/ (11.6+j27.3) （202.563+j557.217）(111.6-j27.3)22S23= SA2S214.62+j13.63-15.15-j12.42-0.53+j1.21S3A =S23S30.53+j1.2112.15j10.35-1
26、2.确定功率分点为变电站3。在此处将网路解开,按线路额定电压计算线路功率项耗。图4-4（ab）中：末端（变电站2端）功率：S3A22)(2.6+j11.8)/1102LA3:负荷 SS2322)(5.5+j7.1)/11020变电站2原点 SS23+ S3zuo 变电站2前b点 Sb222)(3.5+j8.4)/1102计算电压损耗UA18.4）/1150.02 U1U A2 U2U23 U3U3A11.8)/114.141.35 UA发电厂到全网电压最低点变电站3的电压损压耗为：（115112.79）/1152.0%10%,电压符合要求。四、系统运行及电压调整分析综合以上的潮流计算可见，系统
27、装机可以满足各种条件下的负荷供应，并有足够的备用容量。由于在变电站安装了无功补偿装置，即使在单条线路发生最严重的故障情况下也能够保证电压质量及负荷供应。根据各种情况下的潮流分布计算，变电站降压变压器的接头使用：110/10.5KV，发电厂升压变压器分接头使用：115/6.3KV。发电机可以在额定电压的（95105）%范围内保持额定功率运行。发电厂A的机端负荷要求逆调压，由调整该发电厂发电机机端电压实现。在整个系统电压偏高或偏低时，可联合2个电厂的发电机组共同调压，以避免单独采用电容器调压时，可能造成局部电压偏高或偏低。在调整系统电压时，要避免长距离输送无功功率，尽量保证无功功率就地平衡。第五部
28、分 物资统计和运行特性数据的计算一、物资统计（含导线、变压器、高压开关）导线： LA1：单回线，型号：LGJ-185，长度；20.8Km，LA2：单回线，型号：LGJ-400，长度：39.2Km，L23：单回线，型号：LGJ-95， 长度；16.8Km，L3A：单回线，型号：LGJ-400，长度；32.8Km，变压器：变电站1：型号 SFZ7MVA， 台数：2变电站2：型号 SFZ7-15000/110， 容量：15MVA， 台数：2变电站3：型号 SFZ7MVA， 台数：2发电厂 型号 SFZ7-15000/110，容量：15MVA， 台数：5高压开关：110KV侧的断路器：变电站1：型号：
29、SW3110G/1000，台数：2变电站2、3：型号：SW3110G/1000，台数：10发电厂： 型号：SW2110I/1500， 台数：7二、运行特性数据计算1、最大负荷时：功率损耗率=（发电机送出总功率负荷总功率）/发电机送出的总功率100%102518）/55.14=3.9%年电能损耗率=全网年电能损耗/（全网负荷年电能消耗+全网年电能损耗）100%=2499/(2499+105000+255800+183500) 100%=0.96%输电效率=1年电能损耗率=10.96%=99.04%2、最小负荷时：功率损耗率=（发电机送出总功率负荷总功率）/发电机送出的总功率100%81512）/38.21=8.4%年电能损耗率=全网年电能损耗/（全网负荷年电能消耗+全网年电能损耗）100%=2499/(2499+85000+155800+123500) 100%=0.26%输电效率=1年电能损耗率=10.26%=99.74%参考资料：1电力系统设计手册 电力工业部电力规划设计总院编2电力系统分析理论 刘天琪、邱晓燕编 科学出版社3发电厂电气部分 熊信银 中国电力出版社4电力系统设计技术规程SDJ161-85 水利电力出版社5PQ分解法电力系统潮流计算程序 四川大学电气信息学院