地方电力网规划设计--课程设计

1、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 84MV V 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. 计算电力网潮流分布，确定系

2、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： 2 X 30+2 X 12MW功率因数： 0.8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 ）变电站 1|10+j7| =12.218+j65000常调压10：|9+j4| =9.8815+j115800常调压10变电站 2用 SiS 4 表示变电站：|13+j9| =15.8112+j93500常调压103：|8+j4| =106+j4470010机端负荷：逆调压各条架空线路的范围：（MIN 16

3、.8KM （MAX 39.2KM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：输送容量一0.22MVA 输送距离一 620KM2.35kv 电压级：输送容量一215MVA 输送距离一 2050KM 3.110kv电压级：输送容量一 1050MVA 输送距离一 50150KM本地方电力网发电厂容量较小，输电距离范围为50150KM微较大于 25MW 外 各厂、站负荷均在1020MW 以内。综上所述，各发

4、电厂、变电站之间输电线路均宜采用110kv除变电站 2 最大负荷比重稍电压等级。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；d. 任一 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

5、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

6、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、 路径长度（L1）：路径弯曲系数取 1.05 ,I 为线路地理距离长度，贝U:L1=1.05* 刀 1方案L1=1.05* ( 20.8+28.0+16.8+32.8) =103.32 ( KM；一：方案L1=1.05* ( 20.8+39.2+32.8) =97.44 (KM) ；二：方案L1=1.05* ( 20.8+39.2+16.

7、8+32.8) =115.08 ( KM ；三：方案L1=1.05* ( 20.8+28.0+39.2+32.8) =126.84 ( KM；四：方案L1=1.05* ( 20.8+32.8+16.8) =73.92 ( KM ；五：2、 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=1.05* 刀 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* (

8、20.8+39.2+16.8+32.8) =115.08 ( KM ) ；方案四： 1_2 =1.05* ( 20.8+28.0+39.2+32.8X 2) =161.28 ( KM ；方案五： 1_2 =1.05*(20.8 +32.8X 2+16.8 X 2)=126.00 ( KM ；3、总负荷矩 ( 刀 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= E PiLi/ 刀 L式中： P: 电源送出功

9、率， MW Li :i 点到对侧电源总线路长度，KMPi :i 点负荷功率， MW 刀 L: 环网线路段总长度， KM( 1 ) 方案一：见图3-6刀 L=98.4 L 1=77.6 L 2 =49.6 L 3=32.8P=P A1 = (10X 97.6+25 X 49.6+18 X 32.8 ) /98.4=26.5P12=PA1 P1=16.5 P 23=P12P2=8.5 P 34 =P23P3 =26.5总负荷矩：刀PL=26.5X 20.8+16.5 X 28.0+8.5 X 16.8+26.5 X 32.8 =2025.2( 2) 方案二：见图3-7abc总负荷矩：刀PL=10

10、X20.8+25 X 39.2+18 X 32.8=1778.4( 3) 方案三：见图3-8ab刀 AA '=88.8 L 2=16.8+32.8=49.6 L 3=32.8 P=P A2 =(25X 49.6+18 X 32.8 ) /88.8=20.6P23 2 P2=20.6 25= 4.4 P 3 A、=P?3卩 3= 4.4 18= 22.4 总负荷矩：刀 PL =10X 20.8+20.6 X 39.2+4.4 X 16.8+22.4 X 32.8=1824.16( 4) 方案四，见图3-9ab刀AA ' =20.8+28.0+39.2=88km L1=28+39.

11、2=67.2km L2=39.2km PA1=(10X 67.2+25 X39.2)/ 88=18.8 km P12 =PA1 10 =18.8 10=8.8km P2A 、= P12 - 25= - 16.2km总负荷矩：刀PL=18.8X 20.8+8.8X 28.0+16.2 X 39.2+18 X 32.8=1862.88（ 5）方案五，见图 3-10ab P A3=18+25=43P 32 =25总负荷矩刀PL=10 X20.8+43 X 32.8+25 X 16.8=2038.44、总高压开关数（刀K）:双母线分段主接线：K=N+1 ，接线：K=N 1 ，无备用终端变电站：单母线分

12、段主接线：K=NK=N+1， 桥形K: 各变电站高压开关数（含发电厂高压开关）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（刀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） X 3+2 X 3=17故刀 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+2 1（桥形） X 3=12故刀 K=12方案三 : 发电厂用双母线分段接线，变电站1 用桥形

13、，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 故刀 K=19方案四 : 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） +2X 2+2 X 2 （变压器） +1 （单母线分段） X 2=22故刀 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）

14、 1 （桥形） +2+2 （变压器） +4+2 （变压器） +1 （单母线分段） =20故刀 K=20统计如下：总高压开关数（刀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 (KML2 (KM刀 P1刀 K(台)初步比较结论万案一103.32103.322025.217指标相对较差万案一97.4497.441778.412各项指标相对较好万案三115.08115.081824.1619指标相对较优方案四126.84161.281862.8822指标较差，淘汰、 *” ?J *73.92126.002038.420各指

15、标相对较差万案五综合以上的比较，“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，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。

16、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 机端负荷：8+J6 发电厂A：59.2+J44.4( 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=ESiLi/ 刀 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，KMSi :i 点负荷功率， MVA刀 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):S A3 =18+J11方案三

17、 : 见图 3-8ab对图 4-2( a):SA1=S1 =10+J7对图 4-2( b):S3A' = S23 - 18+J11)= F.4- 3.9- 8- 11 = 22.4 - 14.9对图 4-2( c):S3 =SA2 - 25+J18)=20.6+ J14.125- 18= -4.4 - 3.9S A2= ( 25+J18 ) *L2A 、+(18+ J11) * L3A 、 /L AA ' =20.6+J14.1( 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：式中：S:S=1000P/ 导线截面积( 1.732U*Cos *J )=

18、1000|S S |/(1.732U*J)=14.35* |S|SS | :导线复功率的模， Sqrt ( h+Q),MVAS |U:线路额定电压 110KV J : 经济电流密度， 1.15A/mm i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：a.110kv 铝架空线路导线最小允许截面积为78mm 2b.导线温度 70C，导线周围空气温度25C, 110kv 各型导线持续容许负荷为：LGJ-70 ：16.6MVA LGJ-95：20.1MVA LGJ-120：23.0MVALGJ-1 50：26

19、.9MVA LGJ-185：31.2MVA LGJ-240：36.9MVA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= (r °+jx°)*1 ( 单位： Q)。各输电线路导线截面积、参数及其校验如下：LA1：，选择导线：LGJ-185截面积大于 78ml 2；每回线路负荷12.21MVA 小于该型导线持续容许负荷98.0MVA 110KV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+j x0=0.17+J0.402，故： R+Jx= ( r0+jx0) *175.2=305+J8.4LA2：

20、，选择LGJ-500截面积大于 78mm 其线路负荷 30.81MVA 小于该型导线持续容许负荷170.0MVA110KV 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 +j x0 ) *442.1=3.9+J13.7LA3 ：，选择 LGJ-400截面积大于 78mm 线路负荷 21.1MVA 小于该型导线持续容许负荷161.0MVA110KV 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各输电线

21、路导线截面积、参数及其校验如下： LA1 ：，选择导线： LGJ-185截面积大于 78mm 每回线路负荷 12.21MVA 小于该型导线持续容许负荷98.0MVA110KV 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： ro+jxo=O.17+JO.4O2 ，故： R+Jx= ( r°+jx°) *175.2=305+J8.4LA2：，选择LGJ-400截面积大于 78mm 其线路负荷 25.0MVA 小于该型导线持续容许负荷161.0MVA110KV 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

22、= ( r0+jx0 ) *39.2=3.1+J14.1L23：，选择LGJ-95截面积大于78mm其线路负荷5.9MVA小于该型导线持续容许负荷63.3MVA110KV 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=0.33+J0.422，故 R+jX= ( r0+jx0 ) *16.8=5.5+J7.1L3A' ：，选择LGJ-400截面积大于 78mm 其线路负荷 27.0MVA 小于该型导线持续容许负荷161.0MVA110KV 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

23、 ) *32.8=2.6+J11.8( 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S=E Si Zi* / 刀 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， Q Si: i 点负荷功率， MVA EZ*：环网总阴搞共轭值， Q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

24、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):LA 仁厶 SA (10 2+72)(3.5+j8.4)/1102= 0.04+j0.10对图4-1( b):LA2： SA 2= (252+18 2)(3.9+j13.7)/1102= 0.31+j0.29对图4-3( c) :L3A： S3 A = (18 2+11 2)(2.6+j11.8)/1102 = 0.10+j0.43计算电压损耗。 UA = 38kv UAi =( 0.04 X 3.5+0.1 X 8.4 ) /115 = 0.01 U 戶 115 -0.01=114.99 Uk = (0.31X 3.9+0.2 X 13.7 /115=0.02 U 2= 115 -0.02=114.98 UA3 =( 0.10 X 2.6+0.43 X 11.8) /115 = 0.05U2 = 1150.05=114.95发电厂到全网电压最低点变电站2 的电压损压耗为：( 115 - 114.95 ) /115<10%, 符合要求。方案三：见图4-2对图 4-2 ( a):LA1： A SA1= (102+72)(3.5+j8.4