电力系统网络设计-电气工程系课程设计

实用 东南大学电气工程系课程设计任务书（六） 设计任务 电力系统网络设计 专业班级 160101 姓 名 学 号 指导老师 设计任务一、原始资料：1发电厂、变电所地理位置图 图中， 代表电厂， 代表变电所 2格为1cm，比例 1cm = 10km2各变电所负荷情况变 电 所 编 号1234最大负荷（MW）82406658最小负荷（MW）45234235Tmax （小时）5000400045004200 功率因数 cos0.850.8 0.850.9低压侧电压（kV）10101010 对备用要求60%20%80%50% 对调压要求逆调压顺调压逆调压常调压3发电厂装机 发电厂的发电机组参数如下:发电厂发 电 机 型 号额定容量（MW）台数备注AQFS-50-25010.5 kVBQFS-25-2256.3 kV4其他情况 （1）各变电所功率因数必须补偿到0.9。 （2）各发电厂装机台数根据情况确定。二、设计内容1电力系统的功率平衡2网络电压等级和结线方式的选择3发电厂、变电所主结线的选择4潮流计算5调压措施的选择三、设计成品1设计说明书2发电厂、变电所、电力网电气主结线图网络等值阻抗图3潮流分布图（最大、最小负荷时之潮流分别标出）第二部分 电力系统设计说明书一、电力系统功率的初步平衡（一）目的在电力系统的规划设计时，根基可靠性、安全性、经济性进行电力系统设计时。 根据设计任务书的要求，对电力系统的功率初步平衡进行计算，同时仅进行最大负荷与最小负荷的潮流计算，其他情况均在这两种情况之中。（二）计算方法1、有功功率的平衡：（1）用户负荷 （2）供电负荷 （3）发电负荷 由于小型凝汽式发电厂的厂用电率为56%，而给出的发电机型号为QFS，为汽轮发电机，因此发电厂为火电厂，厂用电应按照占发电出力的5%8%来计算，当发电厂容量大时取小值，反之取大值。根据用户负荷的大小,选择7%。 (4)备用容量负荷备用容量：一般为(25%)Pf，根据容量大小取5%。0.05281.40=14.07MW；事故备用容量：一般为10%PF，且不小于系统中最大一台机组的容量，由于0.10281.40=28.14025，现取50MW； 检修备用容量：一般为(815%)PF，且一般参照系统中最大一台机组的容量进行取值，这里取15%，0.15281.40=42.21，与50相差不太多，现取50MW。三种备用容量之和：14.07+50+50114.07MW(5)装机容量：考虑备用容量后的系统应有总装机容量：281.40+114.07=395.47MW实际装机容量可取A发电厂650MW，B发电厂425MW的方案： 650+425400MW系统备用容量： 400-281.40=118.60 MW备用率： 118.60281.40=0.42 2、无功功率的平衡：发 电 机 型 号额定容量（MW）额定功率因数额定电压（KV）QFS-50-2500.8010.5 QFS-25-2250.806.3 由电网最大自然无功负荷系数K取1.1，得系统最大自然无功负荷系统的无功平衡。QG=QL+Ql+QTQL无功负荷总和；QL电力网线路的无功损耗之和；QT电网中所有变压器无功损耗之和。负荷功率因数一般只有0.60.9，系统中无功损耗又大，当要求发电机在额定功率因数条件下运行时，必须在负荷处配置一些无功补偿装置，使功率因数得以提高。由于设计资料只给出了各变电所的功率因数，要求各变电所的功率因数必须补偿到0.9。无功备用容量一般取最大无功功率负荷的7%8%。这里取7%。发电厂A: QFS-50-2型双水内冷汽轮发电机，功率因数为0.80，则电机发出无功功率为：发电厂B: QFS-50-2双水内冷汽轮发电机，功率因数为0.8，则电机发出无功功率为：为满足发出有功功率达395.47MW，根据后续潮流计算可知，发电厂A需6台发电机，发电厂B需4台发电机。变压器损耗为：QT=12%500.86+250.84+820.85+400.8+660.85+580.9=94.627MVar无功功率补偿一般采取无功就地补偿的方式，即在各变电所进行无功功率的补偿。这样可以提高线路的功率因数，减少电压降落，同时也增加了发电厂的功率因数。给出的四个变电所的功率因数中，变电所4的功率因数为0.9，已经达到要求，只需对变电所1、变电所2、变电所3实行无功补偿。电力系统中常用的无功电源包括有：同步发电机、调相机、电容器及静止无功补偿器、线路充电功率。计算各变电所承担的无功负荷：变电所1：变电所2：变电所3：按功率因数为0.9计算补偿后各变电所提供的无功功率：变电所1：变电所2：变电所3：计算各变电所应补偿的无功功率：变电所1：变电所2：变电所3：则补偿后的无功负荷为：电源发出的无功功率为：QG=QG16+QG24=300MVar减去总损耗后的剩余无功功率为：QG-QT-QL=114.321MVarQR=7%QG=21MVar经计算，剩余无功功率大于备用无功，因此满足无功平衡。（2）功率因数补偿到0.9后各变电所的负荷如下：变电所最大负荷最小负荷#182 + j39.7140 + j19.37#240 + j19.3723 + j11.14#366 + j31.9742 + j20.34#458 + j28.0935+ j16.95二、电网电压等级的确定：（一）原则1.电力网电压等级的选择应符合国家规定的标准电压等级；2.同一地区或同一电力系统内电网的电压等级应尽量简化3.电力网的电压等级选择应根据网络现状及今后负荷发展所需的输送容量、输送距离而确定，同时要求根据网络现状并兼顾发展。（二）结论初步分析，正常运行时，新建变电所、发电厂之间的线路输送容量不超过85MW/条，送电距离不超过150km，根据资料，确定采用110kV的电压等级较为合理。三、电网接线方案的选择：（一） 网络接线方案的初步选择1、原则根据有关资料知：（1） 接线形式可采用为双回路、幅射式、环式或链式；（2） 为了保证各变电所的母线电压在合格范围内，即减少线路上的压降，环网中所连变电所不宜多于三个；（3） 同理，在链式接线形式中变电所也不宜多于三个；（4） 尽量简化接线，减少出线电压等级和回路数；（5） 有利于系统安全稳定运行，有利于系统调度及事故处理；（6） 对将来的发展，应有一定的适应能力；（7） 必须保证用户供电的可靠性，电网发生故障时，继电保护动作将故障切除后，应能保证重要负荷的供电；（8） 考虑新建变电所变压器台数、容量及采用配电装置等情况。2、网络接线方案的初步选择电力系统的接线方式的有各种因素的影响，不仅需要考虑到电能的质量，运行的可靠，还要照顾到投资。在进行电网接线方案的选择时，应坚持“先技术后经济”的比较原则，即首先进行方案的技术比较，只有在技术条件得到满足的前提下，才考虑其经济性。从原始资料可知，1、2、3、4变电所分别有60%、20%、80%、50%备用要求，从供电可靠性的要求出发，应采用有备用电源的接线方式，不采用单回线、孤立接线，且各变电所均采用两台主变。根据设计任务书中待建变电所地理位置图，B电厂与1#、3#变电所距离较远，根据接线应尽量短的原则，B电厂与1#、3#变电所应无直接连线。初步选择下列6种方案：方案一方案二方案三方案四方案五方案六从供电可靠性、电能质量、检修、运行、操作的灵活性和方便性、线路长短、继电保护及自动装置的复杂程度比较：上述6种接线，都为双电源，供电可靠性强，但是查资料可知，向无电源源或电源很小得终端地区供电，若同一电压等级线路有两回及以上时，任一回线事故停运后，应分别保证地区符合得80或70以上”，则输送容量最小将超过85WM,超过110kV电压等级线路合理输送容量，故对于A1、A3网络不考虑环网接线，A1、A3均采用平行双回线，故不考虑A、1#、3#之间有环网接线的方案1、方案5；方案一：有环网接线。方案二：未有明显缺点，有待讨论。方案三：与方案四比较，线路投资方案、线路损耗、运行维护费用、电压损耗均大于方案四。方案四：较方案三好，同时与方案二进行比较，留待讨论。方案五：有环网接线。方案六：在B4段断线后，B发电厂未能物尽其用。经以上比较和分析，初步选定方案二和方案四进行进一步比较。 （二）方案2和方案4技术比较1、技术比较原则和方法。原则：送电线路的导线截面积一般按经济电流密度选择，对于大跨越线一般按长期载流量选择。导线必须符合国家颁布的产品标准。方法：先按经济电路密度选择导线标称截面积，然后作机械强度、电晕发热、电压损耗等技术条件的校验。（1）按照经济电流密度选择导线截面积由于Tmax已在条件中给出。根据Tmax查表可知 经济电流密度在选择截面积之前，应根据负荷预测和电力网规划进行潮流计算，找出该线路在正常运行方式下的最大持续输送功率。利用 SJ=计算出各导线的计算面积，根据计算面积初步选出线路型号。然后查出所选各段导线电阻电抗值再进行一次潮流计算，再进行导线型号选择的更正。进行初步潮流计算。取Sb=100MVA, Ub=115kV。进行初步潮流计算，假设网络为均一网络，即各线路的单位阻抗相等；各负荷都工作在额定电压；忽略线路上的功率损耗。计算最大负荷时各变电所的功率，各变电所的功率因数采取补偿后的0.9：S1=(82+j39.71)MVA，S1*=S1Sb=(0.820+j0.3971)MVAS2=(40+j19.37)MVA，S2*=S2Sb=(0.400+j0.1937)MVAS3=(66+j31.97)MVA，S3*=S3Sb=(0.660+j0.3197)MVAS4=58+j28.09MVA，S4*=S4Sb=0.580+j0.2809MVA方案二A发电厂须发电容量SA=206.20MVAB发电厂须发电容量SB=67.13MVA方案四A发电厂须发电容量SA=182.10MVAB发电厂须发电容量SB=91.23MVA综合考虑，A发电厂6台，B发电厂4台方案二A1：Tmax=5000，根据经济电流密度表计算可得J=1.10Amm2A3：Tmax=4500，根据经济电流密度表计算可得J=1.19Amm2A2：Tmax=4000，根据经济电流密度表计算可得J=1.28Amm2A4：Tmax=4200，根据经济电流密度表计算可得J=1.24Amm2B2：Tmax=4000，根据经济电流密度表计算可得J=1.28Amm2B4：Tmax=4200，根据经济电流密度表计算可得J=1.24Amm2案考虑到若故障断开一侧电源供电时，只由单电源供电，可能会需要更高的电流流过。这里考虑用单电源供电时，线路截面积为：A1:434.72mm2A3:323.46mm2依据Imax=Pmax（3UCOS) SJ=Imax2J同理;A3:323.45mm2考虑到LGJ-500型号导线等一般不用于110kV电压等级输电,故采用双回线线路以减小截面积。A1：217.37mm2A3：161.725mm2根据导线型号查表“6110kV送电线路的电阻电抗值”得各段导线的电阻电抗值，考虑到导线的长度不等于两端点的直线长度，所以各导线的长度都乘以1.1的系数：选用线的截面积段别A1（双回线路）A3（双回线路）B2A2B4A4型号LGJ-240/40LGJ-185/30LGJ-120/25LGJ-95/20LGJ-185/30LGJ-120/25r1(/Km)0.1310.1700.2630.3320.1700.263x1(/Km)0.4010.4100.4210.4290.4100.421长度(Km)18.028218.028228.28443.0122542.720Z()(2.598+j7.952)/2(3.372+j8.130)/28.183+j13.09915.708+j20.2974.675+j11.27512.359+j19.784利用计算出的阻抗值再对方案二进行潮流计算。SA1*=S1*=0.82+j0.3971SA2*=ZB2ZA2+ZB2S2*=0.150+j0.073SA3*=S3*=0.66+j0.3197SA4*=ZB4ZB4+ZA4S4*=0.200+j0.097SB2*=ZA2ZA2+ZB2S2*=0.250+j0.121SB4*=ZA4ZB4+ZA4S4*=0.383+j0.185SA*=SA1*+SA2*+SA3*+SA4*=1.830+j0.8868SB*=SB2*+SB4*=0.633+j0.306由于A2，B2，A4，B4的负荷有所变动，再进行截面积的计算：SJA2=SA23110J1000=68.40mm2SJB2=SB23110J1000=113.89mm2SJA4=SA43110J1000=94.09mm2SJB4=SB43110J1000=180.04mm2不需进行对导线进行改动，之前进行选择的符合要求。方案四A1：Tmax=5000，根据经济电流密度表计算可得J=1.10Amm2A3：Tmax=4500，根据经济电流密度表计算可得J=1.19Amm2A2：Tmax=4000，根据经济电流密度表计算可得J=1.28Amm2B4：Tmax=4200，根据经济电流密度表计算可得J=1.24Amm2B2：Tmax=4000，根据经济电流密度表计算可得J=1.28Amm2由初步潮流计算得出每段线路上的潮流，因此可以得到每段线路上线路的截面积。考虑到若故障断开一侧电源供电时，只由单电源供电，可能会需要更高的电流流过。这里考虑用单电源供电时，线路截面积为：A1:434.72mm2A3:323.46mm2B4:272.78mm2同理，采用双回线以减小截面积A1：217.36mm2A3: 161.73mm2B4: 136.39mm2根据导线型号查表“6110kV送电线路的电阻电抗值”得各段导线的电阻电抗值，考虑到导线的长度不等于两端点的直线长度，所以各导线的长度都乘以1.1的系数：选用线的截面积段别A1（双回线路）A3（双回线路）B2B4（双回线路）A2型号LGJ-240/40LGJ-185/30LGJ-120/25LGJ-150/25LGJ-95/20r1(/Km)0.1310.1700.2630.2100.332x1(/Km)0.4010.4100.4210.4160.429长度(Km)18.028218.028228.28425243.012Z()(2.598+j7.952)/2(3.372+j8.130)/28.183+j13.099(5.775+j11.44)/215.708+j20.297根据阻抗再对方案四进行潮流计算SA1*=S1*=0.82+j0.3971SA2*=ZB2ZA2+ZB2S2*=0.150+j0.073SA3*=S3*=0.66+j0.3197SB2*=ZA2ZA2+ZB2S2*=0.250+j0.121SB4*=S4*=0.58+j0.2809SA*=SA1*+SA2*+SA3*=1.630+j0.7898SB*=SB2*+SB4*=0.83+j0.4019由于A2，B2的负荷有所变动，再进行截面积的计算：SJA2=SA23110J1000=68.40mm2SJB2=SB23110J1000=113.89mm2不需进行对导线进行改动，之前进行选择的符合要求。2、对所选导线进行校验1）对所选导线进行校验（1）机械强度校验 本设计所选电压等级为110KV，根据有关规定，35KV及以上线路导线截面积大于35mm2，可不必校验机械强度。由于方案2、方案4中所选导线截面积最小为LGJ-95/20，大于35mm2，不必校验机械强度。（2）发热校验查表,得到所选各段导线长期允许载流量。将所选各段导线的长期允许载流量与实际可能出现的最大工作电流Imax=进行比较。 因为Ial为环境温度为25时，根据参考资料查得的允许温度为+80时的导线长期允许载流量，再根据最热月平均温度查表,得到：最热月平均最高温度为32.3，温度修正系数K取为0.95。经校验，方案2、方案4中所选导线满足发热要求。方案2：段别A1A3B2A2B4A4型号LGJ-240/40LGJ-185/30LGJ-120/25LGJ-95/20LGJ-185/30LGJ-120/25长期允许载流量(A)655551433370551433修正后长期允许载流量(A)622.25523.45420.85351.5523.45420.85最大工作电流(A)478.21384.90145.8087.48223.36116.64方案4：段别A1A3B2B4A2型号LGJ-240/40LGJ-185/30LGJ-120/25LGJ-150/25LGJ-95/20长期允许载流量(A)655551433487370修正后长期允许载流量(A)622.25523.45420.85462.65351.5最大工作电流(A)478.21384.90145.80338.2587.48（4）电晕强度校验 根据有关规定，当海拔高度不超过1000m时，在常用相间距离情况下，如110KV线路导线截面积不小于70mm2，可不必进行电晕校验。由于方案2、方案4中所选导线截面积最小为LGJ-95/20，大于70mm2，不必校验电晕强度强度。（三）方案2和方案4经济比较：采用年总费用法，分别计算出各个方案中各变电所、发电厂的投资额，加上各个方案中各条输电线路的投资额，得到各个方案总的投资额，并归算至运行期内每年的数额，再加上年运行费用（包括线路电能损耗费用、变电所运行维护费用及线路运行维护费用），得到运行期内每年的年总费用。显然，年总费用最小的方案最经济。由于在此进行的是两个方案的比较，关心的只是被比较的两个方案之间的相对优劣，而不是每个方案具体的概算费用。因此，由于方案2、4中发电厂主变数量、容量、型号相同，主接线均采用单母接线，故相同部分不予计算；1、工程总投资1） 变电所投资：ZJBD =变电所主要设备（变压器、断路器）2） 线路总投资：ZJXL =各段线路长度（Km）单价（万元/Km）3) 总投资：* Z= ZJBD + ZJXL* 其中：110kV变电所概算定额标准：每个开关间隔70万元。110kV输电线路：按所采用的导线截面积估算每公里线路造价LGJ型铝绞线及LGJF型防腐钢芯铝绞线以下常用结构钢芯铝绞线报价:每吨16200元(含税) 导线型号LGJ-95/20LGJ-120/25LGJ-150/25LGJ-185/30LGJ-240/40线路造价7.85万元/公里10.11万元/公里11.54万元/公里14.07万元/公里18.51万元/公里注：双回线按单回线造价的1.8倍考虑。标称截面铝/钢(mm2)计算重量(kg/km)95/20408.9120/25526.6150/25601.0185/30732.6240/40964.3方案二总造价A1: 18.028km 双回A2: 43.012km A3: 18.028km 双回A4：42.720km B2：28.284kmB4：25kmLGJ-240/40：A1*1.8*18.51=600.657万元LGJ-185/30: (A3*1.8+B4)*14.07=808.327万元LGJ-120/25：(B2+A4)*10.11=717.850万元LGJ-95/20： A2*7.85=337.644万元线路总造价=2463.955万元方案四总造价A1: 18.028km 双回A2: 43.012km A3: 18.028km 双回B2：28.284kmB4：25km双回LGJ-240/40：A1*1.8*18.51=600.657万元LGJ-185/30: A3*1.8*14.07=456.577万元LGJ-150/25: B4*1.8*11.54=519.3万元LGJ-120/25：B2*10.11=285.951万元LGJ-95/20： A2*7.85=337.644万元线路总造价=2200.129万元2、年运行费用年运行费用包括电能损耗及检修、维护费用。 (1) 电能损耗费用ZA =电能损耗AFA（KWh）单价（0.5元/KWh）, 电能损耗AFA=。S最大负荷下各段线路上流通的最大功率；R各线路的电阻；max最大负荷损耗小时数，由最大负荷利用小时数Tmax和功率因数cos查表得。 cosTmax(h)0.800.850904000275026002400420029102760260045003150300029005000360035003400方案二的电能损耗A1=3500，WA1=SA1UB2RA1A1=2311.58MWhA2=2750，WA3=SA2UB2RA2A2=734.92MWhA3=3000，WA3=SA3UB2RA3A3=1665.98MWhA4=2600，WB3=SA4UB2RA4A4=971.90MWhB2=2750，WB2=SB2UB2RB2B2=1063.48MWhB4=2600，WB4=SB4UB2RB4B4=1348.21MWh总电能损耗为：WZ=WA1+WA3+WB3+WB2+WB4=8096.01MWhZA =电能损耗AFA（KWh）单价（0.5元/KWh）=404.8005万元方案四的电能损耗A1=3500，WA1=SA1UB2RA1A1=2311.58MWhA2=2750，WA3=SA2UB2RA2A2=734.92MWhA3=3000，WA3=SA3UB2RA3A3=1665.98MWhB2=2750，WB2=SB2UB2RB2B2=1063.48MWhB4=2600，WB4=SB4UB2RB4B4=1909.66MWh总电能损耗为：WZ=WA1+WA3+WB3+WB2+WB4=8657.46MWhZA =电能损耗AFA（KWh）单价（0.5元/KWh）=432.873万元(2)变电所年运行费用WHBD按变电所总投资的12%计算(3)线路年运行费用WHXL按线路总投资的7%计算。3、年总费用NF：NF=Z+uZ当年投资当年投产，故不需折算r年利率，取0.1；n工程使用年限，取25年。经过计算后，各方案的技术、经济性能列表如下表：方案技术比较经济比较正常情况umax%故障情况umax%总投资 (万元)年总费用(万元)23.63%10.52%5030.9551439.52845.41%（不算太大）10.84%（不算太大）4767.1291331.314比较可得：两个方案的电压损耗都满足要求，方案4的经济指标更优秀。故选择方案4作为本区域的最终供电方案。方案四四、发电厂和变电所主接线的选择（一）发电厂接入系统的设计1、发电厂主变的选择1）发电厂主变的选择原则（1） 发电机母线与系统连接的变压器，一般为两台；（2） 发电厂的升压变压器，一般选用无励磁变压器；（3）具有发电机端母线时，当发电机电压母线上的负荷最小时，应能将剩余功率送入系统，当发电机电压母线上的最大一台、发电机停运时，应能保证系统经主变供给电压母线上最大负荷；（4）发电机与变压器作单元接线时：发电机的额定容量，扣除本机组的厂用负荷后，尚有10%的裕度；按发电机最大连续发出功率，减去本机组厂用负荷。2）发电厂主变压器的选择（1）A发电厂主变压器的选择A发电厂50MW机组，单机容量为50MW，额定功率因数为0.80，额定视在功率为50/0.8=62.5MVA，没有发电机电压直配负荷,仅有7%Se的厂用电. 故容量选取63MVA的变压器,共计六台.型号：SFPQ7-63000/110额定电压：12122.5% / 10.5kV空载损耗：65.0kW短路损耗：260kW空载电流（%）：0.6短路电压（%）：10.5联结组别：YN,d11等值阻抗（标幺值）（Sb=100MVA,Ub=110kV）RT*=（2601102100）/（10001102632）=0.0066XT*=（10.51102100）/（100110263）=0.1667（2）B发电厂主变压器的选择对于QFS-25-2发电机，单台变压器有功必须达到25MW，容量则为31.25MVA，因此变压器选择SFPQ7-63000/110。发电机出力为4 25/0.8=125 MVA，发电机电压母线上没有直配负荷,仅有7%Se的厂用电. 故容量选取两台63MVA的变压器。型号：SFPQ7-63000/110额定电压：12122.5% / 6.3kV空载损耗：65.0kW短路损耗：260kW空载电流（%）：0.6短路电压（%）：10.5联结组别：YN,d11等值阻抗（标幺值）（Sb=100MVA,Ub=110kV）RT*=（2601102100）/（10001102632）=0.0066XT*=（10.51102100）/（100110263）=0.16672、发电厂接线方案确定 A发电厂六台50WM机组，六台主变，由于发电厂为负荷中心，与多个变电所相连，地位十分重要，故其高压母线采用双母线带旁母的接线方式,发电机与主变设计为发电机变压器单元接线；B发电厂四台25WM机组，两台主变，为保证可靠性，设发电机电压母线，电压等级10kV采用双母线分段。（二）变电所主接线的设计1、变电所主变的选择1）变电所主变选择原则 （1）在变电所中，一般装有两台变压器，终端或分支变电所，如只有一个电源进线，可只装设一台变压器； （2）对于330kV及以下变电所，在设备运输不受限制时，均采用三相变压器； （3）装有两台及以上主变压器的变电所，其中一台事故停运后，其余主变压器的容量应保证该所全部负荷的60%以上。 2）变电所主变的选择由于这四个110kV变电所均只有两个电压等级，且有备用要求，依据以上原则，各变电所进行选择变压器如下：(1) #1变电所主变压器的选择：最大负荷时：P1max=82(MW) ， Cos=0.9S1max=82/0.90=91.11 (MVA)，待建变电所考虑15%的负荷发展余地，则S1max=91.1/（1-0.15）=107.18 (MVA)，考虑到变电所的安全运行，故需选用两台同样的变压器，且在系统最大运行方式下两台变压器并列运行。系统最小运行方式下只起用一台变压器。对于有重要负荷的变电所，应考虑一台主变压器停运时，其余变压器容量在设计过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷；对一般性变电所，当一台变压器停运时，其余变压器容量应保证全部负荷的7080。(7080) S1max=(63.7872.89)MVA选取容量为63000KVA的有载调压变压器SFZQ7-63000/110。型号：SFZQ7-63000/110额定电压：11081.25% / 10.5kV空载损耗：71kW短路损耗：260kW空载电流（%）：0.9阻抗电压（%）：10.5联结组别：YN,d11等值阻抗（标幺值）（Sb=100MVA,Ub=110kV）RT*=（2601102100）/（10001102632）=0.0066XT*=（10.51102100）/（100110263）=0.1667(2) #2变电所主变压器的选择：最大负荷时：P2max=40(MW) Cos=0.90同理：S2max=40/0.90=44.44 (MVA)，S2max=44.44/（1-0.15）=52.28 (MVA)，(7080) S2max=(31.1135.55)MVA选取容量为315000KVA的有载调压变压器SFZQ7-31500/110型号：SFZQ7-31500/110额定电压：11081.25% / 10.5kV空载损耗：42.2kW短路损耗：148kW空载电流（%）：1.1短路电压（%）：10.5联结组别：YN,d11等值阻抗（标幺值）（Sb=100MVA,Ub=110kV）RT*=（1481102100）/（1000110231.52）=0.0149XT*=（10.51102100）/（100110231.5）=0.317(3) (3)#3变电所主变压器的选择：最大负荷时：P3max=66(MW) Cos=0.90同理：S3max=40/0.90=73.33 (MVA)，S3max=73.33/（1-0.15）=86.27 (MVA)，(7080) S3max=(51.3358.66)MVA选取容量为50000KVA的有载调压变压器SFZQ7-50000/110型号：SFZQ7-50000/110额定电压：11081.25% / 10.5kV空载损耗：71kW短路损耗：260kW空载电流（%）：0.9短路电压（%）：10.5联结组别：YN,d11等值阻抗（标幺值）（Sb=100MVA,Ub=110kV）RT*=（2601102100）/（10001102502）=0.0104XT*=（10.51102100）/（100110250）=0.21(4) (4)#4变电所主变压器的选择：最大负荷时：P4max=58(MW) Cos=0.90同理：S4max=58/0.90=64.44 (MVA)，S4max=44.44/（1-0.15）=75.81 (MVA)，(7080) S4max=(45.1151.552)MVA选取容量为50000KVA的有载调压变压器SFZQ7-50000/110型号：SFZQ7-50000/110额定电压：11081.25% / 10.5kV空载损耗：71kW短路损耗：260kW空载电流（%）：0.9短路电压（%）：10.5联结组别：YN,d11等值阻抗（标幺值）（Sb=100MVA,Ub=110kV）RT*=（2601102100）/（10001102502）=0.0104XT*=（10.51102100）/（100110250）=0.21（二）变电所主接线的确定1、变电所高压侧主接线的选择原则（1） 应尽量采用断路器较少的接线方式，为桥式接线；（2） 在有两台变压器的变电所中，110KV线路为双回时，若无特殊要求，均采用桥式接线；（3） 110KV配电装置中，当线路为3-4回时，一般采用单母线分段接线。2、变电所高压侧主接线的确定根据上述原则，1#、3#变电所110kV均为平行双回线，无穿越功率，故采用内桥式接线，2#、4#变电所110kV均为双回线，考虑有穿越功率，故采用外桥接线。五、电力网接线、发电厂和变电所主接线六、电力网接线方案的评定（一）可靠性：本设计中所有变电所所有变电所均采用双电源供电，且配备了两台主变，以保证任一组件故障时对重要负荷的连续供电。（二）灵活性：本设计方案中，电厂采用双母线带旁路，变电所采用桥接线，在设备检修或n-1故障时，可灵活地转移负荷，改变运行方式，保证可靠供电。（三）经济性：1#、3变电所110kV均为平行双回线，无穿越功率，故采用内桥式接线，2、4#变电所110kV均为双回线，考虑有穿越功率，故采用外桥接线，有良好的经济性。七、潮流计算与电压计算（一）潮流及电压计算 1方法与步骤 （1）线路及变压器参数计算，得潮流等值电路。（2）在全网电压额定的情况下，根据各负荷节点的负荷情况求出变压器中的 功率损耗及线路导纳支路的充电功率，计算运算负荷。计算结果为：A发电厂最大负荷时需要四台发电机、四台主变运行，出力为182.06+j93.92(MVA)；最小负荷时需要三台发电机、三台主变运行运行，出力为105.84+j47.53 (MVA)。B发电厂最大负荷时需要三台发电机、两台主变运行，出力为69.62+j 30.20(MVA)；最小负荷时需要两台发电机、一台主变运行，出力为41.41+j 19.70(MVA)。（4）设定发电厂高压侧的母线电压，不计功率损耗，求出网络中各阻抗上的压降，从而得到各节点电压为调压计算作准备。 2计算过程及结果见计算书（二）调压计算变压器分接开关的选取方法：常调压：（1.02 1.05）UN；逆调压：最大负荷时1.05 UN，最小负荷时1.0UN；顺调压：最大负荷时不小于1.025 ，最小负荷时不高于1.075UN根据电力系统公式进行计算。求变压器分接开关位置结果如下：厂站变压器抽头#1变电所110+61.25% / 11#2变电所110-31.25% / 11#3变电所110+21.25% / 11#4变电所110+11.25% / 11第二部分东南大学课程设计计算书一、电力系统功率的初步平衡1、有功功率的平衡：（1）用户负荷 （2）供电负荷 （3）发电负荷 (4)备用容量负荷备用容量：一般为(25%)Pf，现取0.05281.40=14.07MW；事故备用容量：一般为10%PF，且不小于系统中最大一台机组的容量，现取50MW； 检修备用容量：一般为(815%)PF，且不小于系统中最大一台机组的容量，现取50MW。三种备用容量之和：14.07+50+50114.07MW(5)装机容量：考虑备用容量后的系统应有容量：281.40+114.07=395.47MW实际装机容量可取A发电厂650MW，B发电厂425MW的方案： 650+425400MW系统备用容量： 400-281.40=118.60 MW备用率： 118.60281.40=0.42 因此，确定A发电厂采用650MW的方案，B发电厂采用425MW的方案。2、无功功率的平衡：发 电 机 型 号额定容量（MW）额定功率因数额定电压（KV）QFS-50-2500.8010.5 QFS-25-2250.806.3 由电网最大自然无功负荷系数K取1.1，得系统最大自然无功负荷系统的无功平衡。QG=QL+Ql+QTQL无功负荷总和；QL电力网线路的无功损耗之和；QT电网中所有变压器无功损耗之和。负荷功率因数一般只有0.60.9，系统中无功损耗又大，当要求发电机在额定功率因数条件下运行时，必须在负荷处配置一些无功补偿装置，使功率因数得以提高。由于设计资料只给出了各变电所的功率因数，要求各变电所的功率因数必须补偿到0.9。无功备用容量一般取最大无功功率负荷的7%8%。这里取7%。发电厂A: QFS-50-2型双水内冷汽轮发电机，功率因数为0.80，则电机发出无功功率为：发电厂B: QFS-50-2双水内冷汽轮发电机，功率因数为0.8，则电机发出无功功率为：为满足发出有功功率达395.47MW，根据后续潮流计算可知，发电厂A需6台发电机，发电厂B需4台发电机。变压器损耗为：QT=12%500.86+250.84+820.85+400.8+660.85+580.9=94.627MVar无功功率补偿一般采取无功就地补偿的方式，即在各变电所进行无功功率的补偿。这样可以提高线路的功率因数，减少电压降落，同时也增加了发电厂的功率因数。给出的四个变电所的功率因数中，变电所4的功率因数为0.9，已经达到要求，只需对变电所1、变电所2、变电所3实行无功补偿。电力系统中常用的无功电源包括有：同步发电机、调相机、电容器及静止无功补偿器、线路充电功率。计算各变电所承担的无功负荷：变电所1：变电所2：变电所3：按功率因数为0.9计算补偿后各变电所提供的无功功率：变电所1：变电所2：变电所3：计算各变电所应补偿的无功功率：变电所1：变电所2：变电所3：则补偿后的无功负荷为：电源发出的无功功率为：QG=QG16+QG24=300MVar减去总损耗后的剩余无功功率为：QG-QT-QL=114.321MVarQR=7%QG=21MVar经计算，剩余无功功率大于备用无功，因此满足无功平衡。（2）功率因数补偿到0.9后各变电所的负荷如下：变电所最大负荷最小负荷#182 + j39.7140 + j19.37#240 + j19.3723 + j11.14#366 + j31.9742 + j20.34#458 + j28.0935+ j16.95二、方案技术比较1、方案2（如下图）（1) 导线选取：由初步潮流计算得出每段线路上的潮流，因此可以得到每段线路上线路的截面积取Sb=100MVA, Ub=115kV。假设网络为均一网络，即各线路的单位阻抗相等；各负荷都工作在额定电压；忽略线路上的功率损耗。计算最大负荷时各变电所的功率，各变电所的功率因数采取补偿后的0.9：S1=(82+j39.71)MVA，S1*=S1Sb=(0.820+j0.3971)MVAS2=(40+j19.37)MVA，S2*=S2Sb=(0.400+j0.1937)MVAS3=(66+j31.97)MVA，S3*=S3Sb=(0.660+j0.3197)MVAS4=58+j28.09MVA，S4*=S4Sb=0.580+j0.2809MVA方案二A发电厂须发电容量SA=206.20MVAB发电厂须发