区域电力网设计说明书-电力系统毕业设计(共27页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上第一篇 区域电力网设计说明书1.电网初步功率平衡1.1 初步功率平衡的目的 电网平衡通常以有功功率来表示并要求有8%10%备用容量。初步功率平衡主要通过对有功功率的平衡，大概地确定区域电网在最大与最小两种负荷时，发电厂的运行方式。根据有功功率的盈余额或缺损额，可以了解发电厂与系统之间联络线上的潮流情况。1.2 电力负荷分析(1)原有电网的发电负荷计算公式如式（1.1）所示 （1.1）式中： 原有电网最大负荷、最小负荷之和；同时率（本设计计算取1）；厂用电率（本设计计算取7%）。（2）新建电网的发电负荷计算公式如式（1.2）所示 （1.2）式中：新建电网最大负荷、最小负

2、荷之和；线损率（本设计计算取6%）（3）总发电负荷计算公式如式（1.3）所示 (1.3）（4）发电机发出的功率计算公式如式（1.4）所示 （1.4）式中：1.最大负荷时发电机组满发。2.最小负荷时发电机降低出力，最大机组按80%出力。（5）联络线上的潮流计算公式如式（1.5）所示： （1.5）式中：1.，表示配电网发出功率剩余，向系统送功率； 2.，表示配电网发出功率不足，系统补送功率以满足负荷要求。表1.1 功率平衡计算结果计算结果原有电网发电负荷（MW）新建电网发电负荷（MW）总发电负荷（MW）发电机运行方式（MW）发电机总出力（MW）联络线上功率（MW）最大负荷40.86105.7514

3、6.6125+25+5010046.61最小负荷26.2474.02100.2625+25+501000.26有此可见：1.最大负荷时，=146.61MW而=50+252=100MW故发电厂的最大出力不能满足最大负荷需要，同时系统仍要通过联络线送46.61MW有功功率。2.最小负荷时， =100.26MW，而=50+252=100MW故发电厂的最大出力不能满足最小负荷需要，同时系统仍要通过联络线送0.26MW有功功率。专心-专注-专业2. 新建电网电压等级的确定2.1 选择原则(1)输电线路电压等级的确定应符合国家规定的标准电压等级。(2)输电线路电压等级的选择应根据输送容量和输电距离，以及周

4、围电力网的额定电压的情况，拟定几个方案，通过技术经济比较确定。(3)在同一地区或同一电力系统内，电网的电压等级应尽量简化，各级电压间的极差不宜太小。2.2 本设计电压等级基于原有电网的电压等级为110KV，且输电功率和输电距离均满足110KV等级的要求，故本设计中选择电压等级为110KV。3. 新建电网接线方案的选择3.1 电网接线方案选择3.1.1 原则(1)采用分区供电的原则分区供电是将计划供电地区，根据能源分配原则，即损耗最小和线路距离最短的原则，以及其他技术上的要求，分成若干区域，先在每个分区中选择接线方案，最后再整体分析。(2)采用先技术后经济的比较原则在技术上不能满足要求的接线方案

5、，应立即舍弃。只有那些技术上合理又能满足供电要求的方案，才有追求最经济目标的价值。所以，进行电力网接线方案选择时，必须先进行技术比较，然后再进行经济比较。技术条件：供电的可靠性、电能的质量、运行及维护的方便灵活性；继电保护及自动化操作的复杂程度以及发展的可能性等。经济因素：电能损耗、主要原材料的消耗量、工程总投资等。3.1.2 结论从设计任务书可知本区域网四个变电所的重要负荷均在50%以上，从供电可靠性出发，应采用有备用电源的接线方式，且各变电所均采用两台主变。根据设计任务书待建变电所的地理位置图，拟订23种可行性方案,见（表3-1 区域电力网接线方案图）。表3-1 区域电力网接线方案图编号接

6、线方式L（Km） DL（台）变电所主接线评价（1）L=174.6 DL=20A、B、C、D变电所为桥式接线。该方案供电可靠性高，但架空出线通道较多，故舍弃。（2）L=196.2 DL=24B、D变电所为桥式接线；A、C变电所为单母分段接线。该方案可靠性高，运行操作方便，但线路较长，断路器台数较多，不经济，故舍弃。（3）L=192.6 DL=24A、D变电所为桥式接线；B、C变电所为单母分段接线。该方案可靠性高，运行操作方便，但线路较长，断路器台数较多，不经济，故舍弃。（4）L=169.2 DL=24B、C变电所为桥式接线；A、D变电所为单母分段接线。该方案可靠性高，运行操作方便，但线路较长，断

7、路器台数较多，不经济，故舍弃。续表3-1编号接线方式L（Km） DL（台）变电所主接线评价（5）L=165.6 DL=24C变电所为桥式接线；B、D变电所为单母分段接线。该方案可靠性高，运行操作方便，但线路较长，断路器台数较多，不经济，故舍弃。（6）L=178.2 DL=22A、C、D变电所为桥式接线；B变电所为单母分段接线。该方案可靠性高，运行操作方便，但架空出线通道较多，线路较长，断路器台数太多，故舍弃。（7）L=198 DL=22A、B、D变电所为桥式接线；C变电所为单母分段接线。该方案可靠性高，运行操作方便，但架空出线通道较多，线路较长，断路器台数太多，故舍弃。（8）L=171 DL=

8、20A、B、C、D变电所均为桥式接线。811方案供电可靠性高，断路器台数较少，其中方案（10）线路长度较短，且由于D变电所的重要负荷占85%，从电厂直接送负荷更为可靠，故暂选方案（10）。续表3-1编号接线方式L（Km） DL（台）变电所主接线评价（9）L=174.2 DL=20A、B、D变电所为桥式接线；C变电所为单母分段接线。811方案供电可靠性高，断路器台数较少，其中方案（10）线路长度较短，且由于D变电所的重要负荷占85%，从电厂直接送负荷更为可靠，故暂选方案（10）。（10）L=147.2 DL=20A、B、C变电所为桥式接线；D变电所为单母分段接线。（11）L=149 DL=16B

9、、C、D变电所为桥式接线；A变电所为单母分段接线。该方案线路较短，断路器台数较少，故暂选。（12）L=167.4 DL=20A、B、C、D变电所为桥式接线。供电可靠性高，断路器台数少，但相对于方案（10），线路的长度长，故舍弃。续表3-1编号接线方式L（Km） DL（台）变电所主接线评价（13）L=174.2 DL=20A、B、C、D变电所为桥式接线；1315方案供电可靠性高，但是电厂扩建，架空通道有限，所以舍弃。（14）L=154.8 DL=18A、B、C、D变电所为桥式接线；（15）L=165.6 DL=18A、B、C、D变电所为桥式接线；（16）L=184 DL=24A、D变电所为桥式接

10、线；B、C变电所为单母分段接线。该方案可靠性较高，但断路器台数较多，且保护配置较复杂，故舍弃。续表3-1编号接线方式L（Km） DL（台）变电所主接线评价（17）L=129 DL=14A、B、C、D变电所为桥式接线；该方案可靠性不高，当近系统的某变电所出现故障断开，开环运行，线路的压降大，故舍弃。（18）L=155.4 DL=16A、B、C、D变电所为桥式接线；1819方案线路较短，断路器台数少，经济性比较高，但近系统的某变电所断开，开环运行时线路压降较大，且保护配置较复杂，故舍弃。（19）L=139.2 DL=16A、B、C、D变电所为桥式接线；（20）L=172.2 DL=23A、B、D变

11、电所为桥式接线；C变电所为单母分段接线。2021方案的可靠性较高，但断路器台数较多，保护配置较复杂，故舍弃。续表3-1编号接线方式L（Km） DL（台）变电所主接线评价（21）L=177.4 DL=21A、C、D变电所为桥式接线；B变电所为单母分段接线该方案的可靠性较高，但断路器台数较多，保护配置较复杂，故舍弃。（22）L=162 DL=19A、B、D变电所为桥式接线；C变电所为单母分段接线。2223方案供电可靠性一般，近系统的某变电所断开，开环运行时线路压降较大，且保护配置较复杂，故舍弃。（23）L=151 DL=19A、C、D变电所为桥式接线；B变电所为单母分段接线。3.2 接线方案的初步

12、选择3.2.1 方案选择方法电力网接线方案的具体选择过程中采用筛选法，根据下列各项技术要求进行定性分析比较，保留几个较好的方案，以便进一步比较。（1）供电的可靠性，检修、运行、操作的灵活性和方便性；（2）电厂扩建，架空出线通道有限；（3）保护配置的复杂程度；（4）各变电所的重要负荷比重，比重大的近电源；（5）每个方案线路总长度；线路长度:单回线的线路长度为其实际长度，双回线的线路长度为其实际长度的1.8倍。（6）将来发展的可能性；（7）发电厂、线路上及变电所高压侧新增断路器的台数。表3.2 接线形式的开关台数接线形式开关台数接线形式开关台数桥3台单母分段7台3.1.2 方案筛选结果根据各项技术

13、要求进行定性分析比较，保留了两个方案（10）、（11），以便进行进一步比较。4.待建变电所主变压器的选择4.1 主变压器的选择4.1.1 主变压器型式的选择由于待建变电所最高等级为110kV，地处市郊，交通方便，对变压器无运输条件的限制，且在330kV及以下的发电厂和变电所中，一般都选用三相式变压器，因为在同等容量下，三相式投资小，占地少，损耗小，同时配电装置结构较简单，运行维护较方便，故选择三相变压器；有两个电压等级，故选择双绕组变压器，为了保证电压的质量，选择有载调压变压器。故本设计中选择有载双绕组三相变压器。4.1.2 主变压器台数的选择由于待建变电所的重要负荷比较大，为了确保重要负荷的

14、供电，选择2台主变压器较为合理。故本设计中选择2台主变压器。4.1.3 主变压器的容量选择原则 (4.1)a.当有N台主变压器运行时，主变的容量为 b.当有一台主变压器退出，即（N-1）台运行时，主变的容量S1. (110kV及以下=0.6;220kV及以上=0.7) 2. (为重要负荷) 确定主变的容量依据为 其中：k同时率，本设计中k=1。4.1.4 过负载能力校验系数，由在变电所的日负荷曲线上查得过负荷时间T。欠负荷等值负荷系数，由K1及过负荷时间T查文献3：P423，图11-6（a）得过负荷倍数K2，但对自然油循环变压器过负荷不应超过50%，故最大K2=1.5。根据来校验过负荷能力是否

15、满足要求。4.1.5 主变压器型号及参数待建变电所A、B、C、D所选的变压器型号都为SFZ9-16000/110。表4.1 变压器参数型号额定电压（kV）连接组标号损耗（kW）空载电流（%）阻抗电压（%）高压低压空载负载SFZ9-16000/11011YN,d1120.2477.40.6310.55. 初选方案的比较对初选接线方案进行技术比较的步骤为：首先根据原始数据和初选各方案的接方式线，选择并校验各条线路导线的型号；再进行技术比较，计算出各方案在正常情况下的最大电压损耗应不大于10%，最严重故障时的最大电压损耗应不大于15%，大者舍去；最后进行经济比较，从总工程投资费用、年运行费用、最大电

16、能损耗计算出总运行费用，大者舍去。通过一定的经济技术定量分析进行比较，选出最佳方案。5.1变电所的负荷确定（1）根据给出的负荷资料已知及，利用 （5.1）求出最大负荷时各变电所的，再根据日负荷曲线，求出最小负荷时各变电所的。同时，忽略功率损耗，认为功率均布，计算出各个方案的各线路上的功率情况。（2）最大负荷年利用小时数 （5.2）表5.1 变电所负荷情况变压所编号最大负荷功率因数负荷曲线性 质A220.91A22+j10.0215.4+j7.017300B260.93A26+j10.2818.2+j7.207300C250.94A25+j9.0717.5+j6.357300D190.94A19

17、+j6.9013.3+j4.8373005.2. 导线型号的选择5.2.1 按经济电流密度选择导线截面按经济电流密度以及该线路在正常运行方式下的最大持续输送功率,可求得导线的经济截面，其计算公式如式（5.2）所示单回线路： （5.3） 双回线路： 对于闭式网络，由于各段线路的功率分布与各段线路型号有关，其导线截面的选择按下述步骤：(1)先假设导线截面相等，按均一网计算初步功率分布；(2)用初步功率分布按经济电流密度（或允许电压损耗）选出导线截面；(3)按所选导线截面的参数再求功率分布；(4)用第二次功率分布计算的结果，再按经济电流密度选出导线截面；(5)这样反复迭代直到最后两次选出的导线截面相

18、等为止。根据计算结果选取最接近的标称截面的导线。为了便于检修和管理，同一地区同一电压等级的电力网导线选用的种类和规格应尽可能少。5.2.1.1 经济电流密度我国现行的软导线经济电流密度与最大负荷利用小时数的关系见文献1：P48，图31：当线路的最大负荷利用小时数已知时，则可以找到相应的经济电流密度。5.2.1.2 线路的最大负荷利用小时数线路的最大负荷利用小时数，应由所通过的各负荷点的功率及其决定。各种网络的线路的最大负荷利用小时数的求取：(1)放射形网络：每条线路向一个负荷点供电，则线路的最大负荷利用小时数就是所供负荷的最大负荷利用小时数。(2)链型网络：各段线路的最大负荷利用小时数等于所供

19、负荷点的最大负荷利用小时数的加权平均值，即。其中为各负荷点的最大有功功率；为各负荷点的最大负荷利用小时数。(3)环形网络：通常可在有功功率分点处拆开，成为放射式或链性网络，其各段线路可用上述方法求得。5.2.1.3 导线型号参数列表表 5.2 导线型号参数参数导线型号 LGJ-70/100.4500.441LGJ-95/200.3320.429LGJ-120/250.2230.421LGJ-185/300.1700.4105.3 导线型号的校验（1）按允许载流量条件校验导线截面积：计算最严峻的正常运行方式和事故运行方式下，实际可能的工作电流（），将其与该型号导线长期允许载流量（）相比较，当时，

20、满足发热要求。其中：K为温度修正系数，当实际环境温度不等于基准环境温度时，利用温度修正系数K来修正。K的计算公式如式（5.3）所示 （5.4）式中：基准环境温度下的正常允许发热温度，本设计中取； 环境温度等于最热月平均最高温度，本设计取。 基准环境温度，本设计中取。本设计中： =，= ，=由文献1：附表8可知，当环境温度为时，各导线允许最高温度为时的长期允许载流量参见表5.3。表5.3 长期允许载流量（=，=）导线型号(A)(A)导线型号 (A)(A)LGJ-70/10289252LGJ-185/30539470LGJ-95/20357311.3（2）按电晕条件校验导线截面积：电力线路的导线截

21、面积不小于,即,则满足电晕要求。（3）按机械强度校验导线截面积：为保证架空导线线路具有必要的机械强度,电力线路的导线截面积不得小于,即。（4） 当计算出的导线截面积小于时，考虑机械强度的校验，应选用LGJ-35型导线，当计算出的导线截面积小于，考虑电晕校验，应选用LGJ-70型导线；所以在计算出的导线截面积小于，综合考虑机械强度和电晕的校验，应选用LGJ-70型导线；5.4 技术比较5.4.1 电压损耗的计算 电压损耗的计算公式如式（5.4）所示 （5.5）计算出在正常运行和故障情况下各段导线的最大电压损耗是否在允许范围内，应考虑最严重情况即故障时至最远端变电所的电压损耗（正常运行U10%，故

22、障U15%）5.4.2 各方案的电压损耗表5.4 各方案的电压损耗（U%）方案正常运行故障情况（10）3.4211.15（11）3.1512.17分析：经过对方案(10)、(11)的技术比较，均满足技术要求，进行进一步经济比较。5.5 经济比较5.5.1 工程总投资（1）包括线路总投资(注：双回线按同杆架设考虑，线路长度)，变电总投资， ；（2）工程总投资应折算到建设期末，本设计方案是当年投资当年投产故；（3）为每条线路长度与线路的单价的乘积；（4）为变电所投资与发电厂新增间隔投资之和；（5）变电所投资为变电所高压侧接线型式单价与数量的乘积；（6）发电厂投资为新增间隔单价与新增数量乘积；其中：

23、 线路投资由文献1：P185，附表52可知：表5.5 送电工程综合限额设计控制指标电压等级110kV导线规格单位造价（万元/km）平地纯混凝土杆LGJ-1201475纯混凝土杆LGJ-1851778注：以下导线LGJ50 、 LGJ70 、LGJ95均换用LGJ120。 变电所投资在本设计中由于各变电所均选用的两台变压器，且变压器的型号相同，故变压器的投资相同，故不考虑变压器的投资及其电能损耗。 1.发电厂新增间隔： 44万元/个 2.变电所桥式接线：113万元/个3.单母分段接线： 345万元/个 5.5.2 年电能损耗利用最大负荷损耗时间计算电能损耗，其计算公式为： （5.5）式中：（1）

24、最大负荷时线路或变压器绕组电阻上产生的功率损耗，KW；在本设计中忽略变压器上产生的损耗，则；（2）最大负荷损耗时间，可利用最大负荷利用小时数和功率因数查文献1，P21，表2-9用插入法计算求得。 5.5.3 年运行费年运行费是指电力网建成或部分建成时,在投运期间为维护其正常运行每年需付出的费用，包括：设备折旧费、设备的经常性小修费、设备的维护管理费、年电能损耗。其计算公式如式（5.6）所示 （5.6）式中：计算电价，元/（kWh）,本设计中取0.35元/（kWh）；每年电能损耗，（kWh）；电力网工程投资，元；折旧费百分数；小修费百分数；维护管理费百分数。电力网的折旧费，小修费，维护管理费占总

25、投资的百分数由主管部门制定，本设计采用钢筋混凝土杆架空线，变电所容量在1540MVA内，由文献1：P144，表8-18可知：线路的折旧费，小修费，维护管理费占线路总投资的7%；变电所的折旧费，小修费，维护管理费占变电所总投资的13%。5.5.4 年费用年费用计算公式如式（5.7）所示 （5.7）式中：AC年费用，平均分布在m+1到m+n期间的n年内，本设计中n取10年；Z工程总投资；年利率，取6.6%;年运行费。5.5.5 方案的技术、经济比较表5.6 方案的技术、经济比较方案技术比较经济比较正常情况故障情况总投资Z(万元)电能损耗 年运行费u（万元）年费用AC(万元)103.4211.153

26、268.7528677.683317.63775.23113.1512.173119.665232.572087.462524.21根据以上的技术比较和经济比较，方案11总投资、电能损耗、年运行费、年费用均最低，为最佳方案。6. 选定方案的潮流计算6.1参数计算6.1.1 线路参数计算(1)根据导线的型号，查文献1：附录4，附录6得每百公里线路电阻、每百公里线路电抗和每百公里线路冲电功率,求出线路阻抗和线路一端充电功率，其公式如式（6.1）所示 （6.1）(2) 本设计的线路参数表6.1 线路参数线路导线型号长度L（km）线路阻抗Z()1/2Qc(kw)SALGJ-185/30244.08+j

27、9.840.441SBLGJ-185/30223.74+j9.020.4043ABLGJ-70/103113.95+j13.670.4873SCLGJ-185/30335.91+j13.530.6064SDLGJ-185/30183.06+j7.380.3308CDLGJ-70/10219.45+j9.260.33016.1.2 变压器参数计算（1）变压器参数计算公式 （6.2）（2）本设计中变压器参数本设计中最小负荷是按照典型日负荷曲线得来，考虑新变压器实际运行方式不会随负荷变化而频繁改变，同时为了提高供电可靠性，保证重要负荷供电，在最小负荷时也采用两台变压器并列运行。6.2 等值电路6.3

28、用运算负荷简化电力网6.4.1运算负荷的计算运算负荷=变电所低压侧负荷+变压器阻抗与导纳中功率损耗+变电所高压母线所连线路充电功率的一半，公式如式（6.3）所示 （6.3）其中：（设全网电压为额定电压）6.4.2 本设计的运算负荷表6.3 运算负荷变电所最大负荷（MVA）最小负荷（MVA）A22.128+j11.20915.484+j7.221B26.158+j12.15318.298+j7.765C25.147+j10.65517.592+j6.751D19.102+j7.78013.37+5.0266.4 潮流计算6.5.1 潮流计算的目的 1.在规划设计中，用于选择接线方式、电气设备以及

29、导线截面 2.在运行时，用于确定运行方式、制订检修计划、确定调整电压的措施。 3.提供继电保护、自动化操作的设计与整定的数据。6.5.2 潮流计算的方法1.初步潮流分布计算：用复功率法求得各段线路的初步功率分布2.功率分点：根据初步潮流分布计算结果分析，找出功率分点。3.最终潮流计算：在功率分点处将两端供电网拆成两个开式网络，当有功分点与无功分点不重合时，一般从无功分点处拆开。当已知负荷功率及该点处的电压，可由此逐段逐点推算出各线路功率损耗和电压降落，从而算出各支路功率和各点电压。当已知负荷功率与已知电压不是同一点的值时，先假设全网电压为额定电压，逐段推算功率损耗，得出全网的功率分布；再从已知

30、电压点处，根据该处由前面计算所得的功率逐段推算电压降落，从而求出各点电压。6.6 变电所高压母线电压6.6.1 变电所高压母线电压从电力系统电压参考点（发电厂高压母线）开始，计算电网在最大负荷、最小负荷时，各变电所高压母线电压。因发电机调压主要是为了满足近处地方负荷的电压质量要求，即发电机采用逆调压方式。故本设计中发电厂高压母线采用逆调压方式6.6.2 本设计的变电所高压母线电压表6.4 变电所高压母线电压变电所高压母线电压（V）ABCD最大负荷最小负荷6.7潮流分布图 见附录A2-1、A2-27. 调压计算7.1 调压方式1.恒调压：电压保持基本不变的调压方式。本设计中取1.03。2.顺调压

31、：高峰负荷时降低中枢点电压，低谷负荷时，升高中枢点电压调压方式。一般顺调压时，高峰负荷时的中枢点电压允许不低于1.025,低谷负荷时允许不高于1.075。3.逆调压：高峰负荷时升高中枢点电压，低谷负荷时，降低中枢点电压调压方式。一般逆调压时，高峰负荷时的中枢点电压允许不高于1.05,低谷负荷时允许不低于。7.2 变压器分接头选择及校验7.2.1 变压器分接头选择及校验方法 等值电路（b）双绕组降压变压器（a）图7-1 双绕组降压变压器（a）及等值电路（b）计算方法：将最大（最小）负荷时潮流计算得到的变压器高压侧电压（），减去变压器绕组中的电压损失（），得到最大（最小）负荷时变压器低压侧母线电压

32、归算到高压侧的值（），此值与变压器低压侧母线电压要求值（）之比，即图中理想变压器T的变比。于是最大（最小）负荷时变压器高压侧分接头电压值的计算公式如（7.1）所示 （7.1）选用有载调压变压器，应根据及分别选择最大、最小负荷时分接开关的合理位置。7.2.2 选定的分接头和变压器低压侧电压表7-3 选择的分接头和变压器低压侧电压运行情况A变电所（顺调压）B变电所（逆调压）C变电所（恒调压）D变电所（顺调压）分接头电压（KV）分接头电压（KV）分接头电压（KV）分接头电压（KV）最大负荷51.25%10.2831.25%10.4851.25%10.26671.25%10.2最小负荷-21.25%1

33、0.81741.25%10.0321.25%10.29701.25%10.698. 区域电网接线方案评价经过一系列论证，最终采用方案（11），以下从四方面对该方案进行定性分析评价。区域电力网接线图见附录3.（1）可靠性由于采用两个环网接线方式，各变电所均能保证重要负荷连续供电，具有良好的供电可靠性。（2）灵活性、扩建可行性检修时，可以方便地停运线路、开关等配电装置，不影响电网运行和对用户的供电，四变电所均采用桥形接线，可以发展为单母分段或双母线接线方式，具备了扩建的可能性。（3）电能质量由电压调整计算可知，该电网的电压损耗在正常和事故情况下，均能满足要求，而且本设计方案中选用的有载调压变压器通过在线调整适当的分接头位置能够满足变电所的各种调压要求。（4）经济性经过一系列的经济比较可知，该方案，工程投资较小，电能损耗、年运行费及年费用最低，因此经济性最合理。