洋河电网规划设计.doc

南 京 师 范 大 学题 目： 洋河新城电网规划报告 学 院： 电气与自动化工程学院 专 业： 电气工程及其自动化 专业方向： 电力系统及其自动化 班 级： 0903班 学 号： 21090726 姓 名： 陈思媛 指导教师： 唐小波 填写日期： 2012年9月02 日 目 录一、规划的指导思想、目标、原则及编制依据 3二、洋河地区基本情况4三、电网现状分析5四、负荷预测6五、电力电量平衡7六、网架规划8七、潮流短路13八、可靠性14九、无功补偿15十、经济性评价16洋河新城电网规划报告一、 规划的指导思想、目标、原则及编制依据1、指导思想本次规划的指导思想是：以经济发展理念为指导，电力需求预测适应经济建设和城市发展规划的需要，适应不同阶段城乡居民生活用电的需要，电网布局适应经济与城市发展的需要。2、规划目标地方经济跨越式发展需要跨越式建设电网。本次规划重点考虑了洋河新城未来产业发展重点行业的用电需求适应性。未来洋河新城必将迎来经济社会新一轮跨越发展、超常规发展的紧迫形势，客观上要求必须高起点、高标准、高水平规划建设洋河新城电网。建设协调发展的高压配电网，保证中、低压配网有可靠的电源及变电容量储备。进一步对供电区域内110千伏布点，对 110千伏电网结构进行优化调整，实现分层分区运行。强化35千伏、10千伏及以下配网建设与改造，加大中低压配电网建设和改造投入，大幅提升配电网的供电能力及可靠性。3、指导原则洋河镇电网规划应符合实际，不采用过高或过低建设标准，以满足发展为目标，适度超前建设电网。4、 编制依据(1) 创新实践任务书（2) 宿迁市国民经济和社会发展第十二个五年发展规划纲要（3）城市电力规划规范(中华人民共和国国家标准) (GB/50293-1999)二、洋河地区基本情况江苏省宿迁市宿城区洋河镇 位于江苏省宿迁市宿城区中南部，宿迁市、泗洪县交界处。镇区面积4.8平方公里。 洋河是宿城区的重镇，洋河新城东南距泗阳县城30公里，北距宿迁市区18公里，南距泗洪县城青阳镇41公里。它依傍古黄河，地处徐淮、徐宁公路交汇处，宁徐宿、徐宿淮盐两条高速公路横贯东西。宿淮铁路中心站坐落洋河新城，徐淮轻轨与其交错相连，运河国际港正在规划建设。城区距徐州观音国际机场仅半小时车程，距连云港港口120公里。洋河新城优越的地理位置和发达便捷的交通条件赋予了它独特的区位优势和巨大的发展潜力，加快发展跨越发展的基础条件已经成熟。近几年来，在宿迁市委、市政府的正确领导下，全市上下认真落实省委、省政府的工作部署，按照“坚持好快干、跨越不动摇”的总体要求，紧紧围绕“确保经济增长继续走在全省前列”的奋斗目标，树立“我能、我行、我成功”的强势心态，团结拼博，务实苦干，全市财政总收入连续4年保持50%的增长速度，总量4年翻两番、突破百亿元，一般预算收入在全省占比由2005年的1%提高到2%，主要经济指标增幅连续4年位居全省前列。提前一年完成“十一五”奋斗目标，经济社会实现了跨越式发展。 “十二五”期间，宿迁必将迎来经济社会新一轮跨越发展。三、电网现状分析目前，洋河地区无220千伏变电站作为地区主供电源点，只有在东面有一座接于220千伏梨园变与220千伏泗阳变之间的110千伏洋河变,具体设备参数如下表1: 变电站电压等级主变数量主变变比总容量(MVA)无功补偿总容量(MVA)10千伏已出线间隔总数最大负荷(MW)负载率(%)洋河变110(kV)2110/35/10631.81226.4341.95(表1 洋河变设备参数)根据城市电力规划规范，35110千伏电网容载比应控制在1.82.2，洋河变实际容载比为2.38。电网容载比是宏观控制电网变电总容量的指标，是指某一电压等级主变压器变电总容量与之相对应的最高负荷之比值。容载比高显示变电资源配置不尽合理，需优化调整。 另一方面，110千伏线路多处T接和多级串供现象较多，新建园区等局部地区布点不足，结构性缺电矛盾突出，可靠性较低。如图1图一:洋河变接线位置图目前洋河新城10千伏线路现状主要以单辐射为主供电。城网线路“拉手率”较低,可靠性较低。四、负荷预测: 规划的基本点就是要做好电力负荷预测工作。负荷预测是在充分考虑系统运行特性、自然状况与社会影响的条件下，通过一定的数学方法，在满足一定精度的条件下，确定未来某时刻负荷数值，称为负荷预测。负荷预测是城网规划设计的基础。负荷预测是根据电力负荷的过去和现在推测它的未来数值。 本规划用负荷密度法来预测洋河地区的负荷。负荷一般指最大负荷。负荷密度是指每平方公里土地面积上的平均负荷数值。其计算公式为: P=KtSdKt: 同时系数,P：某地区年综合负荷,S：该地区土地面积d:平均每平方公里负荷密度根据洋河新城核心区控制性详细规划图，计算出各类用地的面积及负荷如下表。 用地代码用地名称负荷密度（MW/hm2）同时系数面积（hm2）负荷（MW）R居住用地高0.30.51038.5高155.7中0.26中135低0.2低103.85C公共设施用地高0.20.75321.2高48.18中0.17中40.95低0.14低33.73M工业用地高0.350.7152.5高37.37中0.3中32.06低0.25低26.69W仓储用地高0.0556.3高3.27中0.045中2.82低0.04低2.25道路高0.050.31高0.155S中0.04中0.0124低0.03低0009T对外交通高0.066.7高0.42中0.05中0.335低0.04低0.268公共绿地高0.025270.5高6.67中0.02中5.41G低0.015低4.06合计高251.88中177.88低170.86表2 规划区预测总负荷五、 电力电量平衡根据上述预测的负荷水平（电力需求预测）和分布情况，原洋河变二台主变总容量只有63 MW，与预测的最大负荷251.88 MW，有很大缺口。经电力平衡计算:Py(变电容量)=Pf(负荷)考虑容载比:式中 ： Rs容载比（kVA/kW）；该电压等级的全网最大预测负荷；该电压等级变电站的主变压器容量按容载比1.8指标控制要求，则： Sei=RSPmax=1.8Pmax至规划区全部建成， 需新增变电容量按高、中、低方案分别需增加391兆伏安、256兆伏安、243兆伏安6、 网架规划 城网电压等级和最高一级电压的选择，应根据现有实际情况和远景发展确定。城网应尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复降压。高压架空线路的路径选择应符合下列规定： 1、应根据城市总体规划、城市地形、地貌特点和城市道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设，应减少拆迁和树木砍伐，路径力求短捷、顺直，减少与公路、铁路、河流、河渠的交叉跨越，避免跨越建筑物。 2、应结合城市总体规划，综合考虑电网的近、远期发展，减少与其他架空线路的交叉跨越。 具体走路和变电站的位置，应与地方规划部门协商。根据目前洋河新城电网现状，电压为110千伏、35千伏、10千伏三个电压等级，根据上述电压等级选择原则，故规划仍为110千伏、35千伏、10千伏三个电压等级。 1、就近期规划而言，在接于220千伏梨园变与220千伏泗阳变之间的110千伏线路上T接新建一110千伏变电站，以满足目前快速增长的负荷需求。但缺乏供电可靠性，且应核算线路在负荷较大时是否过载，是否应更换导线截面。同时，通过110千伏及以下配电网络的建设与改造，加强洋河新城配电网网架，保证配电网与输电网的协调发展，提高地区电网的安全性、可靠性与供电质量，确保电力受得进、落得下，满足国民经济和社会发展的用电需求。 图二: T接新110千伏变电站虚线所示 2、35千伏及10千伏配网。根据用户对供电容量的要求，选择35千伏或10千伏供电。35千伏、10千伏线路现状主要以单辐射为主，如下图三。 图三 单辐射式供电接线图单辐射线路末端没有其他可以联络的电源，这种配电网结构简单，投资少，维护方便。但是，它可靠性较低。远期随着220千伏变电站的新建及110千伏变电站布点的增加，35千伏、10千伏配电网网架结要形成了以手拉手联络为主要接线方式的配电网络。如图四。 图四 手拉手供电接线原理图 (a)中间断开式 (b)末端断开式手拉手环式接线有二种运行方式:一种是各回主干线都在中间断开，由两端电源分别供电，如图(a)，这样供电线损小，配电线路故障时停电范围也较小。另一种方式是主干线的断开点设在主干线的另一端，即由变电站的线路出口断路器断开，如图(b)所示。这样变电站检修及线故障时可以迅速转移负荷，供电可靠性较高。3、110千伏及以下电网发展的目标是以220千伏变电站为电源中心与坚强支撑，构建分区、分片、分压的配套电网，本规划建议在宿迁城南片区或洋河镇周边建设一座220变电站。有下面几种方案供选择:方案1:将220千伏双泗变与梨园变之间220千伏线路线路适时开断，新建一220千伏变电站。这样加强了城市的环网供电，保证了可靠性。如图五。图五: 220千伏规划变1位置示意图方案2:可以在洋河新城附近建一座220千伏新馈供变电站，从梨园变引入220千伏电源。如图六图六: 220千伏规划变2位置示意图方案3:根据洋河新城核心区控制性详细规划图，洋河新城有220千伏泗阳变至220千伏倪村变220千伏线路2632、2633通过，适时结合市政规划将此线路开断，新建一220千伏变电站，如图七。图七: 220千伏规划变3位置示意图上述三个方案中，方案1中220千伏规划变电站可以为宿迁市环网中的一点，但对洋河新城来说，110千伏供电距离距离偏远。方案2,可将220千伏电源引入洋河新城附近。此变电站作为电源支撑点，既可以满足负荷增长需要，同时也可以优化洋河地区110千伏整体网架，改善下级电网结构，提高下级电网供电可靠性和供电能力。七、潮流短路短路是电力系统运行中常见的十分严重的故障形式，所谓短路，是指三相系统中相与相或相与地之间的非正常连接。发生短路时，由于回路之间的阻抗减小，短路回路的电流急剧增大，对导体、设备以至于整个电力系统都会产生极大的危害。随着洋河地区两个110千伏变电站的投运，在大大增强了电网供电能力的同时，短路容量也在增大。短路电流也会增加。采取的措施:1、选择合适的变压器容量及变压器参数变电站中变压器台数及容量是影响电网结构、可靠性、经济型的一个重要因素，同时的电网对电网的短路电流水平也有很大影响。目前，变电站多使用两台变压器方式，若变压器选择高负荷率时，意味着变压器容量可以选择相对小一些。当一台变压器故障时，另一台变压器按1.3倍过负荷倍数承受短时(2h)过负荷运行，这样运行经济性好。2、选用高阻抗变压器随着电网的联系不断紧密及变电容量不断增大，变电站各侧的短路容量都增大，选用阻抗较大的变压器限制短路电流，也是一种方法。八、可靠性电力系统可靠性，就是可靠性工程的一般原理和方法与电力系统工程问题相结合的应用科学。配网规划设计中对供电可靠性的要求，应满足电网供电安全准则及满足用户对供电的要求，有两个目标:1、 配电网的供电安全采取N-1准则，即:(1)变电站中失去任一回进线或任一变压器时，必须保证向下一级配电网供电。(2)高压配电网中的一条架空线路或变电站中一组变压器停运时，在正常情况下，除故障段外其他区段不得停电；在计划停电情况下又发生故障停运时，允许部分停电，但应在规定的时间内恢复供电。(3)低压配电网中当一台变压器或电网发生故障时，允许部分停电，并尽快将完好的区段在供电的时间内切换至临近电网恢复供电。2、满足用户用电的程度。为了提高用户用电的满意度，电网故障造成用户停电时，原则上允许停电的容量和恢复供电的目标是：（1）两回路供电的用户，失去一回路后应不停电。（2）三回路供电的用户，失去一回路后应不停电，再失去一回路后，应满足5070用电。（3）一回路和多回路供电的用户，电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理的时间。（4）开环网路中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的时间为操作所需的时间。影响供电可靠性的主要因素有线路敷设、线路故障、作业停运检修、用户密度等。提高电力系统可靠性的途径，一是提高组成系统各元件的可靠性。二是增加冗余度。对于配电系统，增加冗余度意味着变电容量，即增大备用容量；对于输电系统，则意味着增加输电线路数或加大输电线路截面积。可见，冗余度涉及到经济问题，可靠性与经济性密切相关。本规划中，在目前及T接新建了一座110千伏变电站后，110千伏的网络可靠性不高。只有在供洋河新城的220千伏变电站投运后，才能提供强大电源容量和形成坚强的电源支撑，可靠性才有实质性的提高。九、无功补偿 配电网的特点是线路长，布点多，负荷轻、加之负荷多数为电动机，这是造成配电网功率因数低下的原因。为了最大限度地减少无功功率的损耗，提高输电设备的效率。 本规划