地方电力网规划设计课程设计报告书.docx

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地方电力网规划设计课程设计报告书

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.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：

2×30+2×12MW

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

变电站2：

|9+j4|=9.8815+j115800常调压10

变电站3：

|13+j9|=15.8112+j93500常调压10

机端负荷：

|8+j4|=106+j44700逆调压10

各条架空线路的范围：

（MIN）16.8KM~（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[3]P34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—0.2~2MVA；输送距离—6~20KM

2.35kv电压级：

输送容量—2~15MVA；输送距离—20~50KM

3.110kv电压级：

输送容量—10~50MVA；输送距离—50~150KM

本地方电力网发电厂容量较小，输电距离范围为50~150KM，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10~20MW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—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=1.05*∑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：

L2=1.05*（20.8+28.0+39.2+32.8×2）=161.28（KM）;

方案五：

L2=1.05*（20.8+32.8×2+16.8×2）=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=∑PiLi/∑L

式中：

P：

电源送出功率，MWLi：

i点到对侧电源总线路长度，KM

Pi：

i点负荷功率，MW∑L：

环网线路段总长度，KM

（1）方案一：

见图3-6

∑L=98.4L1=77.6L2=49.6L3=32.8

P=PA1=（10×97.6+25×49.6+18×32.8）/98.4=26.5

P12=PA1－P1=16.5P23=P12－P2=－8.5P34=P23－P3=－26.5

总负荷矩：

∑PL=26.5×20.8+16.5×28.0+8.5×16.8+26.5×32.8=2025.2

（2）方案二：

见图3-7abc

总负荷矩：

∑PL=10×20.8+25×39.2+18×32.8=1778.4

（3）方案三：

见图3-8ab

∑AA`=88.8L2=16.8+32.8=49.6L3=32.8

P=PA2=（25×49.6+18×32.8）/88.8=20.6

P23=PA2－P2=20.6－25=－4.4P3A`=P23－P3=－4.4－18=－22.4

总负荷矩：

∑PL=10×20.8+20.6×39.2+4.4×16.8+22.4×32.8=1824.16

（4）方案四，见图3-9ab

∑AA`=20.8+28.0+39.2=88kmL1=28+39.2=67.2kmL2=39.2kmPA1=（10×67.2+25×39.2）/88=18.8kmP12=PA1－10=18.8－10=8.8kmP2A`=P12－25=－16.2km

总负荷矩：

∑PL=18.8×20.8+8.8×28.0+16.2×39.2+18×32.8=1862.88

（5）方案五，见图3-10ab

PA3=18+25=43

P32=25

总负荷矩∑PL=10×20.8+43×32.8+25×16.8=2038.4

4、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=N－1，无备用终端变电站：

K=N

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（∑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+2×3=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+2－1（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：

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）+2×2+2×2（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17，12，19，22，20

5、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）

∑P1

∑K（台）

初步比较结论

方案一

103.32

103.32

2025.2

17

指标相对较差

方案二

97.44

97.44

1778.4

12

各项指标相对较好

方案三

115.08

115.08

1824.16

19

指标相对较优

方案四

126.84

161.28

1862.88

22

指标较差，淘汰

方案五

73.92

126.00

2038.4

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，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

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=∑SiLi/∑L

式中：

S：

电源送出功率，MVALi：

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

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）=–4.4–J3.9–18–J11=–22.4–J14.9

对图4-2（c）：

S23=SA2–（25+J18）=20.6+J14.1–25–J18=–4.4–J3.9

SA2=[（25+J18）*L2A`+（18+J11）*L3A`]/LAA`=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：

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），MVA

U：

线路额定电压110KVJ：

经济电流密度，1.15A/mm2

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78mm2

b.导线温度70℃，导线周围空气温度25℃，110kv各型导线持续容许负荷为：

LGJ-70：

16.6MVALGJ-95：

20.1MVALGJ-120：

23.0MVA

LGJ-150：

26.9MVALGJ-185：

31.2MVALGJ-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=（r0+jx0）*1（单位：

Ω）。

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78mm2；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+jx0=0.17+J0.402，故：

R+Jx=（r0+jx0）*175.2=305+J8.4

LA2：

S=14.35*30.81=442.1，选择LGJ-500

截面积大于78mm2；其线路负荷30.81MVA小于该型导线持续容许负荷170.0MVA

110KV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+jx0）*442.1=3.9+J13.7

LA3：

S=14.35*21.1=302.8，选择LGJ-400

截面积大于78mm2：

线路负荷21.1MVA小于该型导线持续容许负荷161.0MVA

110KV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78mm2；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+jx0=0.17+J0.402，故：

R+Jx=（r0+jx0）*175.2=305+J8.4

LA2：

S=14.35*25.0=358.2，选择LGJ-400

截面积大于78mm2；其线路负荷25.0MVA小于该型导线持续容许负荷161.0MVA

110KV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）*39.2=3.1+J14.1

L23：

S=14.35*5.9=84.4，选择LGJ-95

截面积大于78mm2；其线路负荷5.9MVA小于该型导线持续容许负荷63.3MVA

110KV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+J7.1

L3A`：

S=14.35*27.0=386.1，选择LGJ-400

截面积大于78mm2；其线路负荷27.0MVA小于该型导线持续容许负荷161.0MVA

110KV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）*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＝∑SiZi*/∑Z*

式中：

S：

电源送出功率，MVAZi*:

i点到对侧电源总阻的抗共轭值，Ω

Si：

i点负荷功率，MVA∑Z*：

环网总阴搞共轭值，Ω

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+72）（3.5+j8.4）/1102＝0.04+j0.10

对图4-1（b）：

LA2：

△SA2＝（252+182）（3.9+j13.7）/1102＝0.31+j0.29

对图4-3（c）：

L3A：

△S3A＝（182+112）（2.6+j11.8）/1102＝0.10+j0.43

计算电压损耗。

UA＝38kv

△UA1＝（0.04×3.5+0.1×8.4）/115＝0.01U1＝115－0.01=114.99

△U1A2＝（0.31×3.9+0.29×13.7）/115＝0.02U2＝115－0.02=114.98

△U1A3＝（0.10×2.6+0.43×11.8）/115＝0.05U2＝115－0.05=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：

△SA1＝（102+72）（3.5+j8.4）/1102＝0.04+j0.10

∑Z=3.5+j8.4+5.5+j7.1+2.6+j11.8=11.6+j27.3

∑2A`=5.5+j7.1+2.6+j11.8=8.1+j18.9

∑3A`=2.6+j11.8

SA2=[（25+j18）（8.1+j18.9）+（18+j11）（2.6+j11.8）]/11.6+j27.3

=（-220.7+j859.3）/11.6+j27.3=23.8+j18.2

S23=SA2-S2=23.8+j18.2-25-j18=-1.2+j0.2

S3A`=S23-S3=S-1.2+j0.2-18-j11=-19.2-j10.8

因为环行线路，发电厂一直输送功率逐级减小，则变电站3为功率分点，见图4-3a，4-3b

潮流负荷△S23=（1.22+0.22）（5.5+j7.1）/1102S3=（19.22+10.82）（2.6+j11.8）/1102＝0.1+j0.5

变电站2原点S23+S3zuo＝-1.2+j0.2

变电站2前b点Sb2＝25+j18-1.2+j0.2=23.8+j18.2

发电厂SA前端=（23.82+18.22）（3.5+j8.4）/1102＝0.3+j0.6

计算电压损耗。

UB＝38kv

△UA1＝（0.04×3.5+0.1×8.4）/115＝0.01U1＝115-0.01=114.99

△U1A4＝（0.3×3.5+0.6×8.4）/115＝0.05U2＝115-0.05＝114.95

△UA23＝（1.2×5.5+0.2×7.1）/114.95＝0.07U3＝114.95-0.07=114.88

△U3A`＝（19.2×2.6+10.8×11.8）/114.88＝1.54UA＝114.88-1.54=113.54

发电厂到全网压最低点变电站3的电压损耗为：

（115－113.34）/115＝1.4%,小于10%，可采取一定的调压措施使电压符合要求。

2、电力网电能损耗（∑△A）：

将各线路的电能损耗叠加，就是全电网的电能损耗。

各线路段的电能损耗为：

△A=△Pmax*t（MW.h）

式中：

△Pmax:

最大负荷时线路功率损耗：

MW。

最大负荷损耗时间t与线路负荷的最大负荷利用小时Tmax和流过线路复功率的功率因数cos有关，其中：

Tmax.1=∑Pi*Tmax.i/∑Pi（h）[3]P100表3-1

式中：

Pi、Tmax.i为线路L后的各变电站最大负荷、最大负荷利用小时数。

方案二：

LA1：

Tmax.1==5000cos.1=0.80查表：

ι=3600△A=0.04×3600=144

LA2：

Tmax.1=5800cos.1=0.80查表：

ι=4600△A=0.31×4600=1426

LA3：

Tmax.1=3500cos.1=0.85查表：

ι=2150△A=0.43×2150=924.8

∑△A=144+1426+924.8=2494.8（MW.h）=2494.8（万度）

方案三

LA2：

Tmax.1=5800cos.1=0.85查表：

ι=4500△A=0.2×4500=900

LA1：

Tmax.1=5000cos.1=0.80查表：

ι=3600△A=0.04×3600=144

L3A`：

Tmax.1=3500cos.1=0.90查表：

ι=2000△A=0.3×2000=600

L23：

Tmax.1=2300cos.1=1.00查表：

ι=950△A=0.9×950=855

∑△A=144+900+855+600=2499（MW.h）=2499（万度）

3、线路和变电站的一次投资（K）：

计算投资费用是为了进行方案的比较，故此处仅对两个方案的不同部分的投资费用进行计算与比较。

它由线路、变压器和高压断路器的投资构成。

其中，各厂、站变压器构成相同（投资相同），不做变压器投资部分（Kt）比较。

线路投资部分（K1），按平丘地区110KV架空线路计算，其综合投资指标为：

LGJ—185：

130.0万元/公里LGJ—2*240：

56.7万元/公里

LGJ—400：

41.8万元/公里LGJ—95：

23.7万元/公里

高压断路器投资部分（Ks），采用110KV户外少油式（SW）断路器，每个间隔综合投资为14.5万元。

两方案不同部分总投资费用为：

K=K1+Ks（万元）

方案二：

线路投资K1=30.0×20.8+56.7×39.2+41.8×32.8=4217.7（万元）

高压断路器投资：

Ks=14.5*12=174（万元）

总投资费用：

K=K1+Ks=4391.7（万元）

方案三：

线路投资K1=30.0×20.8+41.8×39.2+26.7×16.8+41.8×32.8=4082.2（万元）

高压断路器投资：

Ks=14.5*19=275.5（万元）

总投资费用：

K=K1+Ks=4357.7（万元）

4、电力网的年运行费用（C）：

电力网年运行费用由年电能损耗费和设备的折旧维护费组成，具体为：

C=△A*β+K*σ%（万元）

式中、△A：

全网年电能损耗（万度）β：

电价，0.35元/度

K：

一次投资（万元）σ%：

维护折旧费，线路为2.2%，变压器为4.2%。

方案二：

C=△A*β+K*σ%=2494.8×0.35+4217.7*2.2%+174×4.2%=973.1（万元）

方案三：

C=△A*β+K*σ%=2499×0.35+4082.2×2.2%+275.5×4.2%=976.0（万元）

5、详细比较及结果：

两个方案都能保证及故障情况下全电力网的电压质量。

投资费用上，方案二投资较大；年运费用上，方案二比方案三要好点。

但应采用回收年限法继续比较，T=（K2－K4）/（C4－C2）=（4391.7－4357.7）/（9